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Full text of "ANNUAL REPORT - ONTARIO ENERGY BOARD (fiscal year ended March 31, 1992)"

ANNUAL REPORT 1991-1992 



Board 




Ontario 



CONTENTS 



Message from the Chair 3 

Introduction 5 

Structure 12 

The Public Hearing Process 14 

Review of Activities 1 7 

Natural Gas Rates Applications 19 

Ontario Hydro Reference 25 

Generic Hearing 26 

Facilities Applications 27 

Gas Storage and Drilling Permit Applications 29 

New Franchise and Certificate 29 

Other Reports 29 

Cost Awards 30 

Glossary of Terms and Acronyms 32 



The Ontario Energy Board is located at 

2300 Yonge Street 

Suite 2601 

Toronto, Ontario 

(416)481-1967 

Copies of this and other Board publications may be purchased from the 
Ontario Government Bookstore, 880 Bay Street, Toronto. 
Telephone (416) 326-5300. 

Out-of-town customers please contact the Ministry of Government Services, 
Publications Services Section, 5th Floor, 880 Bay Street, Toronto, Ontario M7A 1N8. 
Toll-free long distance: 1-800-668-9938. 

ISSN 0317-4891 

Photographs by Vincenzo Pietropaulo. Photographs of hydro installations courtesy 
of Ontario Hydro (photographers Harry James and Gary Smith) and of gas 
installations courtesy of Centra Gas Ontario Inc., The Consumers' Gas Company Ltd. 
and Union Gas Limited. 




Minister 
Mmistre 



Ministry Ministere 

of de 

Energy I'Energie 



Queen's Park 
Toronto, Ontario 
M7A 2B7 
416/327-2936 
Fax 327-1216 



Queen's Park 
Toronto (Ontario) 
M7A 2B7 
416/327-2936 
Telecopies 327-1216 



The Honourable Henry N.R. Jackman 
Lieutenant Governor of the 
Province of Ontario: 



I hereby submit the annual report of the Ontario Energy 
Board. It reviews the events and activities of the 
fiscal year 1991-1992. 



Respectfully submitted, 



\^^<us><~- JLsr-*~fv\d-*~- 



Brian A. Charlton 
Minister 




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Digitized by the Internet Archive 
in 2013 



http://archive.org/details/annualreportonta1992onta 



MESSAGE FROM THE CHAIR 



In January 1992 I returned to the Ontario Energy Board after five years on 
various assignments with the Ontario government. At the time I left the 
Board in 1987, the natural gas industry had embarked on a process to 
facilitate the letter and intent of the Western Accord and the Agreement on 
Natural Gas Markets and Prices. During the years away from the Board, I 
observed with great interest the way in which the industry in general and 
the Board in particular met the challenges posed by deregulation. 

With deregulation, the forces of supply and demand resulted in the price 
of gas being substantially lower than it had been. In fact, despite the 
increases in utility operating costs, the overall cost of gas to the customers is 
not markedly different today from a decade ago. 

The increasing competitiveness of gas over other forms of energy has 
increased the need for gas utilities to make capital investments to adjust to 
the new demand. This fact largely explains why gas utilities have in recent 
years been appearing before the Board for review of their rates on an annual 
basis. I anticipate that this will continue to be the case for the foreseeable 
future. 

As the second half of the 1980s was maiked as the 'era of deregulation,' 
the 1990s are shaping up to be the 'green era.' The issues of conservation, 
environmental concerns, and sustainable development will assume increas- 
ing significance, and the traditional role and practices of the utility may 
need to be modified. The challenge for the Board is to consider these forces 
in terms of the overall public interest and within the context of appropriate 
legislation, government policy, and regulatory practice. 

During the fiscal year, the Board initiated a process whereby public input 
is being sought to explore the area of integrated resource planning (IRP) for 
natural gas utilities and how such a concept can be incorporated into 
practice. The focal point of the discussion is expected to be whether existing 
regulatory practices act as a disincentive for utilities to embrace integrated 
resource planning and how any inherent conflicts that may exist in such 
practices can be resolved. Given the importance, complexity, and, no doubt, 
controversy of the subject, it is expected that the process will take some 
time to complete. 

Summaries of some of the more significant decisions issued during the 
fiscal year are presented in this Report. The diversified nature of these 
decisions illustrates the variety of skills required at the Board to deal effec- 
tively with these matters. The increasingly complex workload could not 
have been handled without the talent, expertise, and cooperation of our 
very dedicated Board members and staff. 

During the fiscal year the Board conducted its annual review of Ontario 
Hydro's proposed bulk power rate increase for 1992 and made a number of 
recommendations to the government. It is worth noting that the issues of 
non-utility generation and energy management are increasingly taking 
more hearing time while the need to scrutinize other areas of the utility's 
operations has not diminished. 

The Board also issued a number of decisions under the Intervenor 
Funding Project Act, a three-year pilot project. The Board is encouraged by 
the increased public participation in the hearing process made possible as a 
result of this legislation. In that regard, as part of a government review of 
the project, the Board responded to a request for input and recommended a 
number of changes directed mainly at making the intervenor funding 
process more efficient and effective. 



At the same time, the Board has been working towards reducing some of 
the uncertainty surrounding its treatment of cost awards, and towards 
reducing the time required to process these awards at the conclusion of a 
hearing. Revised policies and procedures are being considered which we 
hope will give financially restricted intervenors greater confidence in the 
cost award process when they weigh the need to apply to the Board for 
advance funding under the Intervenor Funding Project Act. 

In the continuing effort to streamline the regulatory process, a number of 
practices are being reviewed, and some are already being implemented. For 
example, the Board has recently used a two-year test period rate review 
process and a mechanism for alternative dispute resolution (ADR) whereby 
parties can resolve issues before a hearing commences. Although only in the 
development stage, early signs are that these procedures, if implemented 
properly, may limit actual hearing time and reduce costs. The Board is 
continually considering suggestions made to it by interested parties, includ- 
ing suggestions from a Board staff / Ontario Natural Gas Association com- 
mittee which meets on a regular basis. 

Changes in membership of the Board during the year include the depar- 
tures of Mrs. V.W. Bielski and Dr. R.M.R. Higgin. We appreciate the contri- 
butions these individuals made to the work of the Board, and we wish them 
well in their current endeavours. 

I would also like to recognize the previous Chair, Stephanie J. 
Wychowanec, for her role during her three-year term of office which ended 
in June 1991. Miss Wychowanec was appointed as Chair of the Board 
following a long and distinguished career in many key positions within the 
Ontario government. Her extensive experience was a valuable asset to the 
government and to the Board. I would also like to express my appreciation 
for the contribution of Mr. O.J. Cook in assuming the position of acting 
Chair for six months of the fiscal year and for his assistance to me after my 
appointment to this position. Mr. Cook was appointed Vice-Chair of the 
Board effective November 7, 1991. 

As I look to the future, the professionalism, competence, and dedication I 
observe in the Board's membership and staff enhance my confidence that 
the responsibilities entrusted to the OEB will continue to be met with 
competence and fairness. 



TTJ^A^C- KoUMdiMOy 



Marie C. Rounding 
Chair 



INTRODUCTION 



Ontario relies heavily on natural gas as an energy source and as a feedstock, 
primarily in the production of chemicals. Natural gas is the major fuel for all 
sectors of the economy except transportation, and it is the primary fuel used 
in heating space and water in the province. Indeed Ontario uses more 
natural gas than any other consuming province and accounts for approxi- 
mately 42 percent of the total demand for Canadian natural gas. Natural gas 
provides approximately 32 percent of the energy consumed in the province, 
while electricity provides about 19 percent. Liquid fuels (oil and natural gas 
liquids), coal, and wood provide the balance of Ontario's energy consump- 
tion. 

The Ontario Energy Board regulates the natural gas industry through the 
setting of rates, authorizing the construction of transmission lines, and 
approving franchise agreements. The Board also advises the Minister of 
Energy on general matters relating to the natural gas industry, as well as 
matters relating to Ontario Hydro. In all its considerations, the Board 
endeavours to ensure that rates are fair, that supply is secure, and that the 
public interest is upheld. 

The report that follows outlines the Board's mandate and its role and 
responsibilities in fulfilling that mandate. It provides a tabular listing of all 
the Board's activities over the past year ended March 31, 1992, and discusses 
some of these activities briefly. 



MANDATE 



The Ontario Energy Board was formed in 1960 to provide an impartial 
formal mechanism for regulating specific aspects of Ontario's natural gas 
industry. In 1974 the government extended the Board's mandate to include 
annual reviews of changes in Ontario Hydro's bulk power rates. In addition 
to its regulatory responsibilities, the Board, when requested in references 
from the Lieutenant Governor in Council, the Minister of Energy, or the 
Minister of Natural Resources, will advise on matters relating to energy. In 
all its activities, the primary objective of the Ontario Energy Board is to 
ensure that the public interest is served and protected. 

Most of the Board's responsibilities stem from legislation as set out 
primarily in the Ontario Energy Board Act. In addition, six other statutes 
give jurisdiction to the Board: 

• the Municipal Franchises Act 

• the Petroleum Resources Act 

• the Public Utilities Act 

• the Assessment Act 

• the Toronto District Heating Corporation Act 

• the Intervenor Funding Project Act 

The Intervenor Funding Project Act was proclaimed on April 1, 1989, by 
the Lieutenant Governor in Council. As a three-year pilot project, the act 
establishes a procedure to provide for advance funding to intervenors in 
proceedings before a number of boards, including the Ontario Energy Board. 
It sets out specific criteria which the funding panel, established under the 
Act, must consider in deciding whether to award funding to an intervenor. 

The Board's procedures are governed by the Statutory Powers Procedure 
Act and the Board's own draft Rules of Practice and Procedure. 



Board members on March 31, 1992, 

from left to right, back row: 

R.R. Perdue, Carl A. Wolf Jr, 

C.W.W. Darling, Vice-chair O.J. Cook; 

front row: Judith C. Allan, 

Chair Marie C. Rounding, 

Pamela W. Chappie 



m 

9 - 







ROLE AND RESPONSIBILITIES 

Setting Rates for Natural Gas 

Each natural gas utility sells and transports gas in franchisee! areas of the 
province. Competition now exists in the supply of energy: buyers may 
purchase gas directly from producers or from the distributors, or they may 
turn to other sources of energy. Since the transportation of gas involves an 
extensive network of pipelines and storage facilities, a monopoly arrange- 
ment is most efficient; it avoids duplication of facilities and the cost in- 
creases that would otherwise result. 

In Ontario, rates for the sale of gas must be approved by the Board. Gas 
distributors are required by legislation to submit their proposed rates to the 
Board for review and approval. Rates for each utility are set following a 
public hearing, and a major rate hearing lasts approximately three to four 
weeks. 

Rates vary among classes of customers: residential, commercial, and 
industrial. In setting rates, the Board's objective is to reflect the costs 
imposed on the system by the varying demands of different classes of 
customers. Residential demand for natural gas as a heating fuel, for exam- 
ple, changes according to the weather and the time of day. As a result, it 
costs more on a per unit basis to provide service to residential users than to 
industrial customers, which use relatively large amounts of gas at a more 
constant level. 

In setting rates, the Board tries to strike a balance between the prices to 
be paid by customers and the rate of return which shareholders of the 
utilities are allowed to earn on their investment. Rates are to be just and 
reasonable for both customer and shareholder. In making its decisions, the 
Board considers past, present, and projected expenses, along with current 
and forecast economic conditions and trends and the earnings expectations 
of the utility's investors. 

The Board may grant interim rate relief to either company or customers 
in cases where significant changes in a utility's costs or revenues have 
occurred or will occur. In such cases, an interim rate hearing may be held, 



which usually takes one or two days. Interim rates are subject to revision 
and are not final until the main rates application is completed and the 
Board has issued its Decision and Order. 

As well as ensuring that utilities charge reasonable rates, the Board also 
must consider, as part of the rate hearings, the quality of service the utility 
provides. 

The Consumers' Gas Company Ltd. (Consumers Gas) is Canada's 
largest natural gas distribution utility serving approximately 1,090,000 
residential, commercial, and industrial customers in southern, central, and 
eastern Ontario. Through affiliated companies not regulated by the Board, 
Consumers Gas also supplies western Quebec and northern New York State. 
At its year end on September 30, 1991, Consumers Gas' rate base was $1,689 
billion. During that year Consumers Gas' total throughput was 9.8 billion 
cubic metres, with total revenues of $1,563 billion. Consumers Gas is 
wholly owned by British Gas pic. 

Union Gas Limited (Union) is the second largest gas distributor in 
Ontario, serving customers in southwestern Ontario. It also operates a 
network of transmission pipeline, storage, and compression facilities for 
customers and other utilities in eastern Ontario and Quebec. As of March 
31, 1992, Union's rate base was approximately $1.5 billion. It served over 
632,500 residential, commercial, and industrial customers, generating a 
total system throughput of 21.2 billion cubic metres for fiscal 1992, which 
includes gas transported for other utilities. Total volumes of gas delivered to 
Union's distribution customers (which includes both sales and transporta- 
tion only customers) was 7.8 billion cubic metres. Total revenue for Union 
in fiscal 1992 was $1.3 billion. 

Centra Gas Ontario Inc. (Centra) serves approximately 118 communi- 
ties in northwestern, northern, and eastern Ontario. Its natural gas distribu- 
tion system comprises approximately 6,870 kilometres of pipeline originat- 
ing at more than 84 delivery points on the TransCanada Pipelines Limited 
(TCPL) transmission system. The Centra system is composed of a series of 
laterals running off the TCPL system as the latter crosses Ontario, starting at 
Kenora and extending to Lake Ontario and the St. Lawrence River. As of 
December 31, 1991, Centra's average rate base was over $487 million. 
Serving approximately 190,100 customers, Centra's system throughput 
totalled 3.733 billion cubic metres. Centra's total revenue in fiscal 1991 was 
some $476 million. 

Natural Resource Gas Limited (NRG) is a small utility serving 2,348 
customers in the Aylmer area. As of September 30, 1991, NRG's average rate 
base was $4,052 million and total gas sales were 12.681 million cubic 
metres. The company generated approximately $3,634 million of revenue in 
its 1991 fiscal year. 

Tecumseh Gas Storage Limited (Tecumseh) is a gas storage company 
operating in southwestern Ontario which is wholly owned by Consumers 
Gas. Consumers Gas is also the sole operator of the company. In its fiscal 
1992 year Tecumseh generated approximately $19.5 million in revenue. 
Tecumseh's only customers are Union and Consumers Gas. 



Reviewing Ontario Hydro Rates 

Ontario Hydro's bulk power rates (wholesale rates for municipalities and 
certain industrial customers) are set by Ontario Hydro's own board of 
directors. However, Ontario Hydro is required to submit any proposed 
change in its rates to the Minister of Energy, who then refers the proposal to 
the Board, along with full technical information and financial data. After a 
public hearing, which usually begins in late May or early June and runs for 
about four weeks, the Board submits its report with recommendations to the 
Minister of Energy on or before August 31 each year. The Board's role is an 
advisory one and its recommendations are not binding on Ontario Hydro. 

Ontario Hydro is the province's largest crown corporation. As of Decem- 
ber 31, 1991, Ontario Hydro had assets of $43.24 billion. It served, at that 
date, more than 3.7 million customers directly and indirectly, over 86 
percent being residential. Provincial sales of 130,964 GWh and export sales 
of 2,123 GWh produced revenue of $7.1 billion in fiscal 1991. 

References and Generic Hearings 

The Lieutenant Governor in Council, the Minister of Energy, or the Minister 
of Natural Resources may refer a matter to the Board for a public hearing 
and report. These references normally concern energy-related matters and 
generally attract widespread public interest. The Board's reports are advisory 
in nature. 

In addition, changes in ownership of utilities may be referred to the 
Board for a hearing and report. The leave of the Lieutenant Governor in 
Council is required when a utility wishes to sell its assets or amalgamate 
with another utility, and when any person wishes to acquire shares of a 
utility to the extent that more than 20 percent of any class of shares 
changes ownership. The Board may recommend exemption from a hearing 
or may hold a hearing and submit its report and recommendations to the 
Lieutenant Governor in Council. 




Y///A CONSUMERS GAS 
UNION 



KSS>^I CENTRA 



The Board may also hold generic hearings on its own initiative on 
matters under its jurisdiction. Such hearings are usually held in response to 
an emerging trend or an area of growing interest or concern, and deal with a 
subject in a broader context than issue-specific hearings. 



Ontario Hydro transports a heavy 

transformer from Douglas Point nuclear 

generating station to Palmerston. 




Approval of Facilities 

Utilities wishing to construct a transmission line for natural gas in Ontario 
must obtain Board approval. In addition, all construction proposals are 
reviewed by the Ontario Pipeline Coordination Committee (OPCC), an 
interministerial committee concerned with the environmental and safety 
aspects of pipeline construction. The OPCC is chaired by a staff member of 
the Board, and it includes representatives from the ministries of Agriculture 
and Food, Energy, Environment, Consumer and Commercial Relations, 
Natural Resources, Culture and Communications, Municipal Affairs, and 
Transportation. Other regional agencies, with which the natural gas utilities 
consult in the early stages of their planning, are also represented as required. 

The OPCC tries to ensure that the construction of pipelines does not 
have any long-term negative effect on the environment and that the short- 
term impact during construction is minimized. With these objectives in 
mind, each proposal is reviewed, alternative routes or sites are considered, 
and issues are resolved before formal application for leave to construct is 
filed with the Board. 

When a utility applies to the Board for approval, the Board assesses 
whether the construction is in the public interest, considering safety, 
economic feasibility, community benefits, security of supply, benefits for 
the utility, and environmental impact. The Ontario Energy Board's Environ- 
mental Guidelines for Locating, Constructing, and Operating Hydrocarbon 
Pipelines in Ontario set out its requirements. The Environmental Guidelines 
were developed in concert with provincial ministries and agencies whose 
mandates are affected by pipeline construction. Finalized and distributed in 
January 1989, the Environmental Guidelines incorporate the latest standards 



and mitigation practices of each of the ministries. They also provide for 
greater public participation in the planning process for pipeline construc- 
tion. 

When a project is approved, the Board issues an order for leave to 
construct. The Board also grants the authority to expropriate land for 
transmission pipelines and related facilities and authorizes any pipeline 
crossings of highways, utility lines, and ditches. 

Approval of Franchise Agreements 

Each municipality may grant to a gas utility the right to provide gas service 
and use road allowances in the municipality. A prerequisite to the munici- 
pal by-law granting the franchise is the Board's approval of the terms and 
conditions of the franchise agreement. 

Many of the existing agreements which have been in place for thirty 
years or more are expiring. Negotiating a new agreement can be a lengthy 
and complex process. In 1985 the Municipal Franchise Committee was 
formed to develop a model franchise agreement which could be used as the 
basis for all new and renewed agreements. The model agreement came into 
effect in 1988 and sets out standard conditions for gas distribution, the use 
of road allowances, construction approvals, and procedures for restoring 
lands after construction. 




Carolyn Parkes, file/information clerk, 

Wilfred Teper, deputy energy returns 

officer, and Kathleen John, secretary, 

in the records room 



Certificates of Public Convenience and Necessity 

No person is allowed to construct any works to supply gas in a municipality 
without Board approval. The approval, in the form of a certificate, is not 
given unless public convenience and necessity appear to support approval. 

Natural Gas Storage 

Vital to the natural gas distribution system in Ontario is the capacity to 
store gas. Gas storage pools therefore represent a natural resource of eco- 
nomic significance to the province. The main storage sites are depleted gas 
pools in southwestern Ontario. Gas stored in these storage pools is used by 
transmitters and distributors to meet fluctuating demand and to draw on in 
case of emergency. Gas is normally injected into storage during the summer 
months when demand is low, to be withdrawn in high-consumption 
periods during the winter. This balancing of load makes it possible for the 
transmission system from western Canada to operate efficiently. 

Gas may not be injected into any geological formation unless it is a 
designated gas storage area, described in Regulation 700, Revised Regula- 
tions of Ontario, 1980, under the Ontario Energy Board Act. In reviewing 
applications for the use of such areas, the Board considers the geology of the 
pool, its suitability, the appropriate boundary of the area to be designated, 
the applicants' rights to use the storage capacity, the need for it, and the 
economic viability of developing the storage pool. The Board recommends 
to the Lieutenant Governor in Council gas storage areas to be designated, 
authorizes their use, and, in cases where the applicants and landowners 
have not reached agreement, determines the compensation payable to 
landowners under whose lands the storage pools are situated. 

Applications for drilling permits for wells within a designated gas storage 
area must be referred to the Board for consideration by the Minister of 
Natural Resources, whose ministry issues the permits. If the applicant is the 
authorized operator of the gas storage area, the Board has discretion as to 
how to process the application before reporting to the Minister. If the 
applicant is not the authorized operator, the Board must proceed by way of 
a public hearing. 



Applications to inject fluid and to pressurize a geological formation also 
require a permit from the Ministry of Natural Resources. If the injection well 
is within 1.6 kilometres of a designated gas storage area, the Minister is 
required by the Petroleum Resources Act to seek a report from the Board. 

The Board regulates the joining of the various interests within a spacing 
unit, field, or pool for the purpose of drilling or operating gas or oil wells, 
the designation of management, and the apportioning of the cost and 
benefits of such drilling or operation. 

Other Matters 

Natural gas utilities must conform to the uniform system of accounts as 
prescribed by the Board. No change in accounting methods may take place 
without the Board's approval. The Board is continuing its first significant 
review and upgrading of the regulation which prescribes the classification of 
accounting since it was made under the Ontario Energy Board Act in 1966. 

The Board receives information regularly from natural gas utilities 
regarding financial operations and performance. If a utility is earning either 
too little or too much compared with its allowed rate of return, the Board's 
Energy Returns Officer and his or her staff may conduct a special investiga- 
tion. The Board may, on its own motion, require a utility to appear before it 
to explain its earnings and, if necessary, review the rates. 

The nature of public utilities changes along with the economic and social 
environment in which they operate. Accordingly, it is appropriate that the 
Board continually review legislation relating to public utilities and, if 
necessary, propose amendments. 

The Board, through discussion and cooperation with the utilities and 
other parties, has implemented various new procedures to make the hearing 
process more efficient and effective. These efforts include introduction of a 
two-year test period rate review process, the use of mechanisms for alterna- 
tive dispute resolution (ADR), and standardized pre-filing requirements. As 
well, the Board has consulted those parties involved in the integrated 
resource planning (IRP) for natural gas utilities in order to identify the 
relevant issues. The Board will endeavour to solicit additional public input 
to further its objectives of an efficient and effective hearing process. 




Ena Petersen-Trajkov and 

Carolyn Martin, two members 

of the support staff 



11 



STRUCTURE 



ORGANIZATIONAL STRUCTURE AS OF MARCH 31, 1992 



Ontario Energy Board 



SENIOR PROIECT 

MANAGER 

Vacant 

PROIECT 

COORDINATORS 

MA Roberts 

A L Drago 

OB. Matthews 

ASSISTANT PROIECT 

COORDINATOR 

C. Larouche 



DIRECTOR TECHNICAL 

OPERATIONS 

E.A. Mills 



SENIOR PROIECT 
MANAGER 
A.E. Powell 

PROIECT MANAGER 

ENGINEERING 

C I Mackie 

PROIECT MANAGER 

ENVIRONMENTAL 

N.J. McKay 

PROIECT 

COORDINATOR 

T.H. Crawley 

RESEARCH ANALYST 
A.M. Luciani (contract) 



CHAIR 
M C. Rounding 



VICE-CHAIR 
0.|. Cook 



SECRETARY TO THE CHAIR 
I.E. Byrnes 



SENIOR PROIECT 
MANAGER 
C.J. Chaplin 

PROIECT 

COORDINATORS 

W.A. Tsotsos 

V. Todorovski 

ASSISTANT PROIECT 

COORDINATOR 

B.L. Hewson 



BOARD SECRETARY 
S.A.C. Thomas 

ASSISTANT BOARD 
SECRETARY 
PH. O'Dell 

HEARINGS ASSISTANT 
Vacant 

RECORDS CLERK 
C.A. Parkes 



I 



BOARD MEMBERS 
C.A. Wolf |r. 
C W Darling 
P W. Chappie 
|.C Allan 
RR. Perdue 
Vacant (3) 



SENIOR TECHNICAL 
ADVISOR 
P Vlahos 

TECHNICAL ADVISOR 
R. Pugh 



1 








BOARD COUNSEL 
|. Lea 

BOARD SOLICITOR 
|. Daly 




ENERGY RETURNS 
OFFICER/DIRECTOR 
OF FINANCE AND 
ADMINISTRATION 
R A Cappadocia 










DEPUTY ENERGY 

RETURNS OFFICERS 

AM Parekh 

W Teper 



















MANAGER FINANCE 
AND ADMINISTRATION 
A.F Meddows-Taylor 



FINANCIAL ASSISTANT 
S. Lila 



FINANCE AND 

ADMIN. CLERK 

D R less 



The Board operated with an approved complement of 47 in fiscal 1991-92. 



OFFICE MANAGER 
PA. Drennen 

SUPPORT SERVICES 

SECRETARIES 
M.E. Connor 

K.A. |ohn 

C. Martin 

E Petersen-Trajkov 

C.W. Wong 

N.E Woodall 

LIBRARIAN 
L.F. Buccilli 

RECEPTIONIST 
F. Lafond 



SYSTEMS GROUP 

SENIOR SYSTEMS 
ANALYST 
C.B. Mathis 

SYSTEMS ANALYST 
G Mayer-Powell 



FINANCIAL AND ADMINISTRATIVE STRUCTURE 

The Ontario Energy Board is a Schedule 1 Regulatory Agency. This means 
that it is funded out of the consolidated revenue fund and is subject to all 
the administrative policies established by the Government of Ontario 
through Management Board of Cabinet. The Board submits its budget to its 
responsible ministry, the Ministry of Energy, for consolidation with the 
ministry's estimates, in which form they are presented to Management 
Board for approval and subsequently to the Legislature. The details of the 
Board's financial data for its fiscal year ended March 31, 1992, follow. 



12 



The Ontario Energy Board Act authorizes the Board to recover its costs by 
charging an appropriate portion of these costs to the utilities involved in 
Board hearings and related activities. Following a hearing, the Board issues a 
cost order to the utility concerned. This represents payment towards costs 
incurred by the Board and also, when ordered, those incurred by the 
intervenors. The amount to be paid to the Board includes out-of-pocket and 
direct expenses attributable to a specific hearing, as well as a contribution 
towards the Board's fixed costs, including overhead and payroll. 

In fiscal 1991-92, the Board operated with an approved budget of $6.1 
million. Of this amount, 85 percent will be recovered in due course by 
means of cost orders issued to utilities. 



Program: Ontario Energy Board 

Vote/Item: 1404-1 



1991-92 Estimates, by Standard Account 



Salaries and wages 2,698,500 

Employee benefits 519,400 

Transportation and communication 284,400 

Services 2,249,200 

Supplies and equipment 392,100 

Total for Ontario Energy Board Program 6,143,600 



1991-92 Spending Analysis 



1991/92 Estimates 6,143,600 

Less 1 991 /92 expenditures 4,671,219 

Total underspending 1,472,381 

Less Treasury Board offsets 1 9, 700 

Adjusted underspending 1,452,681 




Shamin Lila, financial assistant, 
processing invoices 



13 



THE PUBLIC HEARING PROCESS 



Public hearings provide an essential mechanism with which the Ontario 
Energy Board can carry out its mandate. Public hearings also provide a 
forum for groups or individuals, who may be affected by the Board's deci- 
sions and reports, to express their concerns. Such public participation helps 
to ensure that the Board, in reaching a decision, will be informed and will 
consider a wide variety of views and interests. The hearing process includes 
twelve steps. 

1 Initiation 

The hearing process begins: 

• upon receipt of an application; or 

• upon receipt of a reference from the Lieutenant Governor in Council, the 
Minister of Energy, or the Minister of Natural Resources; or 

• upon notice from the Board that it will initiate proceedings to consider a 
matter under its jurisdiction. 

2 Notice of Application 

Applicants are required to serve the Board's notice of the application on all 
affected parties and interested public groups. If the Board itself has initiated 
a hearing, it will serve the notice. For a major rate case, a natural gas utility 
will usually publish notices of its application in regional daily newspapers. 

When an application affects people residing in certain government- 
designated areas, all notices also must be published in French in French- 
language newspapers. A notice must appear in a French weekly newspaper if 
no French daily newspaper is published in the area. 

3 Interventions 

Interested groups or individuals wishing to participate in the hearing are 
referred to as intervenors. To ensure their eligibility to participate in the 
hearing, they must file an intervention which explains their reasons for 
wishing to take part. 

Prior to 1989 participants could request costs for their participation at the 
conclusion of the hearing. On April 1, 1989, the Intervenor Funding Project 
Act went into effect. It established a procedure that allows intervenors to 
apply for advanced funding before the hearing begins. A funding panel 
appointed by the Board decides on the eligibility of applicants for intervenor 
funding and the amount of each award. Participants may, as before, con- 
tinue to ask for costs at the conclusion of the hearing. 

4 Notice of Hearing 

Once the Board has determined the scope and the nature of the hearing, it 
directs the applicant to serve notice of the time and place of the hearing on 
all parties who have intervened. 

5 Pre-Hearing Documentation 

To allow sufficient time for all parties to review information pertaining to 
the application, the applicant must file evidence in support of its application 
two to three months before the hearing begins. Board staff and intervening 
parties may also seek additional information by way of written interrogato- 
ries. These interrogatories are answered by the utility before the hearing 
commences. Board staff and intervenors may also submit their own evidence 
to support a specific position in the hearing related to the application. 



14 



In the case of applications for the construction of pipelines, which are 
reviewed by the Ontario Pipeline Coordination Committee, the normal 
requirements of pre-filed evidence would include route selection and 
environmental impact studies. 

6 Procedural Orders 

The Board may issue procedural orders specific to the case. Such orders may 
set the date for a hearing, for example, or contain deadline dates for com- 
pleting certain procedural matters such as the filing of supporting evidence, 
interrogatories, and answers thereto. Procedural orders may also set forth a 
list of the issues to be dealt with at the hearings. 

7 Alternative Dispute Resolution 

During the fiscal year, parties make use of pre-hearing meetings or technical 
conferences to develop lists of proposed issues as well as to negotiate 
proposed settlements on issues. These proposals are put to the Board for its 
consideration before the taking of oral evidence. The Board considers these 
"settlements" and the evidence supporting them in its findings on the 
issues. 

8 Issues Day /Procedural Meeting 

Before the hearing of evidence commences, the Board panel may hear 
submissions on procedural matters, a proposed issues list, a proposed 
settlement of issues, and the general approach to the hearing. 

9 The Hearing 

The Board ensures that sufficient evidence is presented, tested, and put on 
the record, so that an informed decision can be made. The applicant 
presents its case first, through written evidence and the presentation of 
witnesses. Intervenors and counsel to Board staff then question these 
witnesses, and may present witnesses of their own. These witnesses may be 
cross-examined by the applicant or by the other intervenors. When all 
evidence has been received, each party may offer a summation in the form 
of written or oral argument as directed by the Board. 

The pre-filed evidence, arguments, and transcripts of the hearing are 
matters of public record and are available at the Board office in Toronto. 

10 Board Decisions/Reports 

Depending on whether the hearing was a result of a reference, an applica- 
tion, or a notice from the Board, the Board summarizes its deliberations in a 
document referred to as a Report, or a Decision with Reasons. These docu- 
ments discuss the issues and arguments raised in the hearing, and contain 
the Board's recommendations or findings and the reasons that underlie 
them. Depending on the complexity of the case, the document will appear a 
few weeks or months after a hearing. Copies of the document are available 
from the Ontario Government Bookstore, 800 Bay Street, Toronto, upon 
payment of a modest prescribed fee. Persons involved in the hearing receive 
copies of the document from the Board. 

In most cases referred to it by the Lieutenant Governor in Council, the 
Minister of Energy, or the Minister of Natural Resources, the Board's recom- 
mendations are not binding. The appropriate minister or the Lieutenant 
Governor in Council decides whether the recommendations should be 
implemented. In the case of references from the Minister of Natural Re- 
sources with respect to drilling permits, however, the recommendations are 
binding upon the minister. 



15 



11 Board Order 

A Board Order is a legal document which directs the implementation of a 
Board Decision and is binding on the parties named. 

12 Review and Appeal 

A Decision or Order of the Board may be appealed by: 

• applying to the Board requesting that it rescind or vary its Order; 

• petitioning the Lieutenant Governor in Council; 

• appealing an Order to the Divisional Court upon a question of law or 
jurisdiction; 

• applying to the Divisional Court for judicial review of a Board 
Decision. 



Trenching operations on 

Consumers Gas' Mississauga 

southern link line 




16 



REVIEW OF 



mnna 



All proceedings arising from applications and references received or initiated 
by the Board during the fiscal year ended March 31, 1992, are listed below. 
Also included are proceedings arising in earlier years and dealt with by the 
Board in the 1992 fiscal year. 



Case Type File Number 



Applicant 



Case Description 



Natural Gas Rates Applications 








EBRO 


392 


Wellandport Gas 




Fiscal year 1 992 rates 


EBRO 


461 


Algoma Steel 




Special rate - Centra 


EBRO 


466 


Tecumseh 




Fiscal year 1991 rates 


EBRO 


467 


Centra 




Fiscal year 1991 rates 


EBRO 


471 


Canadian Pacific Forest Products 


Special rate - Centra 


EBRO 


473 


Consumers Gas 




Fiscal year 1 992 rates 


EBRO 


474 


Centra 




Fiscal year 1 992 rates 


EBRO 


475* 


Domtar Inc. 




Special rate - Centra 


EBRO 


476-01 


Union 




Interim rates - Fiscal year 1993 


EBRO 


476* 


Union 




Fiscal year 1 993 and 1 994 rates 


EBRO 


477* 


Cardinal Power 




Special rate - Centra 


EBRO 


478* 


Union 




Dow-Sarnia block 'A' pool storage rate 


EBRO 


479* 


Consumers Gas 




Fiscal year 1993 rates 


Reference from the Minister of 


Energy Regarding Ontario 


Hydro 




HR 


20 


Ontario Hydro 




Bulk power rates - Fiscal year 1 992 


Generic Hearing 








EBO 


169 


Board's own motion 




Gas integrated resource planning 



Pipeline Construction and Expropriations 

EBLO 231 Consumers Gas 

EBLO 238 Consumers Gas 

EBLO 239 Union 

EBLO 240* Union 

EBLO 241* Consumers Gas 

EBLO 242* Cardinal Power 

EBLO 243* Union 



Town of Deep River 
Mississauga southern link line 
Dow-Sarnia block 'A' storage development 
1 992 Trafalgar facilities expansion 
Metro West reinforcement pipeline 
Village of Cardinal 
Edys Mills storage pool 



New Franchises and Certificates of Public Convenience and Necessity 



EBA591 /EBC 193 
EBA 592 / EBC 1 94 
EBA595/EBC 195 
EBA 627 /EBC 198* 
EBA 628 / EBC 1 99* 



Consumers Gas 
Consumers Gas 
Consumers Gas 
Cardinal Power 
Centra 



Township of Rolph, Buchanan, Wylie, and McKay 
Town of Deep River 
Village of Lakefield 
Village of Cardinal 
Township of Beardmore 



Franchise Renewals 
EBA 607 

EBA 608 

EBA 609 

EBA 610 

EBA 61 1 



Union 
Union 
Union 
Union 
Union 



Township of Glanbrook 

Regional Municipality of Haldimand Norfolk 

Town of Haldimand 

Township of Norfolk 

Township of Woolwich 



*cases pending as of March 31, 1992 



17 



Case Type File Number 



Applicant 



Case Description 



Franchise Renewals (cont'd) 



EBA 


612 


EBA 


613 


EBA 


614 


EBA 


615 


EBA 


616 


EBA 


617 


EBA 


618 


EBA 


619 


EBA 


620 


EBA 


621 


EBA 


622 


EBA 


623 


EBA 


624 


EBA 


625 


EBA 


626 


Other 


Reports 


EBO 


171 



Union 

Union 

Union 

Union 

Union 

Union 

Union 

Centra 

Centra 

Union 

Union 

Union 

Centra 

Union 

Union 



Township of Delhi 

Town of Dunnville 

City of Brantford 

City of Nanticoke 

Town of Simcoe 

Town of Ancaster 

City of Stoney Creek 

Township of Glackmeyer 

Township of Coleman 

Town of Harrow 

Township of Colchester North 

Township of Colchester South 

Township of Dymond 

Township of South West Oxford 

Township of Enniskillen 



EBO 

EBO 
EBO 



172 

173* 

174* 



Consumers Gas 

Union 

Consumers Gas 
Union 



Acquisition of Imperial Oil's holdings in 

Tecumseh and other related assets 

Designation of the Dow Sarnia storage pool - 

authorities 

Tecumseh and Consumers Gas amalgamation 

Edys Mills pool - designation and authority 



Report to the Minister of Natural Resources on Permits to Drill Wells 



EBRM 
EBRM 



101 
103* 



Union 
Union 



Dow-Sarnia block 'A' pool development 
Edys Mills pool 



Pipeline Exemptions 
PL 78* 



Consumers Gas 



Oshawa - Pickering line 



Uniform Accounting Orders 
UA 87 



UA 



88 



Centra 



Centra 



Deferral account - Algoma Steel Corporation 

accounts receivable 

Revisions to minimum plant rule 



Approvals under Current Undertakings 

EBRLG 28-B Union 



EBRLG 



28-C* 



Union 



EBRLG 


34-02 


Centra 


EBRLG 


35-05 


Consumers Gas 


EBRLG 


35-06 


Consumers Gas 


EBRLG 


35-07 


Consumers Gas 


EBRLG 


35-08* 


Consumers Gas 


EBRLG 


35-09* 


Consumers Gas 



1991 Part VI. 1 tax liability transfer - 
Union Energy Inc. 

1992 Part VI. 1 tax liability transfer - 
Union Energy Inc. 

Loan to employee-owned company 
Acquisition of Imperial Oil's holdings in Tecumseh 
and related assets 

Affiliate transaction - comprehensive insurance 
proposal - British Gas Insurance Company Limited 
Affiliate transaction - Rose Technology Limited 
Affiliate transaction - management services 
Affiliate transaction - Telesis Oil & Gas 



"cases pending as of March 31, 1992 



18 



The report that follows summarizes the more significant activities of the 
Board during the period April 1, 1991, to March 31, 1992. 



NATURAL GAS RATES APPLICATIONS 

Wellandport Gas Company Limited 

Main Rates Application - Fiscal 1992 EBRO 392 
Since its original application, dated November 18, 1982, the rates of 
Wellandport Gas Company Limited (Wellandport) have been approved by 
the Board from year to year on an interim basis without a hearing. The last 
such approval was granted by interim Board Order EBRO 392-9, dated 
March 28, 1991, extending the then-existing rates for a further period, 
ending on March 31, 1992. 

On September 23, 1991, Wellandport applied to the Board for final 
approval of rates for the sale of gas. In its application, Wellandport re- 
quested final disposition of the original application and an order confirming 
the rates fixed by Board interim orders issued to date. As Wellandport was 
not applying for an increase in rates, it requested that the Board dispense 
with the determination of a rate base. The Board heard the application in 
Toronto on December 18, 1991. The Board found on December 31, 1991, 
that no changes to the existing interim rates being charged by Wellandport 
were needed. 

Wellandport is a private company based in Dunnville, Ontario, and is in 
the business of producing, transmitting, distributing, and selling natural gas 
to approximately 157 customers. As Wellandport distributes substantially 
less than 3 million cubic metres of gas annually, it is now exempt by 
regulation from the provisions of Section 19 of the Ontario Energy Board 
Act. 




Technical advisors Randy Pugh 
and Paul Vlahos 



AJgoma Steel Corporation 

Special Rate Application - Centra EBRO 461 

On May 4, 1990, Algoma Steel Corporation applied to the Ontario Energy 

Board for a bypass competitive rate that Centra would charge Algoma for 

natural gas transportation and delivery services. Algoma requested a rate of 

$2.27 per thousand cubic metres for a period of five years effective June 1, 

1989. 

The Board combined the hearing of Algoma's application with Centra's 
main rates application for fiscal 1991 rates. The portion of the hearing 
dealing with Algoma's application began on January 29, 1990, and lasted for 
two days. In its Decision, the Board found that Algoma was not at that time 
a credible bypass candidate. Credibility was dependent, among other 
criteria, on Algoma's financial ability to construct its own pipeline, and its 
possession of, or the ability to obtain possession of, sufficient TCPL capacity 
to ship the required volume of gas. 

The Board also found that Algoma Steel Corporation may apply to 
reopen the hearing to present new evidence on its financial circumstances 
and its arrangements with TCPL at any time during 1991. 

On January 2, 1992, Algoma Steel Corporation filed an application to 
reopen the hearing. The applicant had not presented new evidence in 
support of its application to reopen the hearing by the close of the fiscal 
year. 



19 



Tecumseh 

Main Rates Application - Fiscal 1991 EBRO 466 

On February 1, 1990, Tecumseh applied to the Board for a rate increase for 

its 1991 fiscal year ended March 31, 1991. 

In its Decision, issued May 23, 1991, the Board adjusted Tecumseh's 
proposed rate base downward by $3,675 million and approved a 12.75 
percent rate of return on common equity on a 33.72 percent equity compo- 
nent. The net rate base adjustment reflected the historical cost of gas lost 
and unaccounted for at the end of the 1990 fiscal year, the cost of gas 
replaced in prior years, and the disallowance of the proposed amortization 
schedule. The Board ordered all the rate base adjustments to be made in the 
1991 fiscal year, and disallowed the recovery of these costs in rates. Regard- 
ing future expected gas losses, the Board approved the company's proposal 
for an allowance for lost and unaccounted for gas of 0.912 percent of 
Tecumseh's annual turnover volume, or $1,676 million. 




Bill Tsotsos and David Matthews, 

two members of the technical staff, 

discuss a case. 



Centra 

Main Rates Application - Fiscal 1991 EBRO 467 
As reported in the 1990-1991 Annual Report, Centra applied to the Board 
on August 3, 1990, for an increase in rates for its 1991 fiscal year. The Board 
heard evidence in November and December 1990 and in January 1991. 

In its Decision dated May 22, 1991, the Board approved a rate base of 
$486 million for the fiscal year ended December 31, 1991, a 13.75 percent 
rate of return on common equity and an overall rate of return on rate base 
of 12.19 percent. In addition, the Board approved the gas cost consequences 
of the agreement between Centra and Western Gas Marketing Limited 
(WGML), which established prices for a three-year term of $2.10, $2.20, and 
$2.30 per gigajoule, respectively. However, the Board found that it could 
not at that time allow the proposed gas supply charge increases in the 
company's rate schedules for the second and third years of the agreement. 
The Board also found that the proposed five-year period to phase in the 
elimination of the differential in rates between the Fort Frances area and the 
rest of the Centra system was appropriate. 



Summary of Financial Data 

Fiscal 1991 



Requested 



Allowed 



Rate base 

Utility income 

Gross revenue deficiency 



$ million 



486 
56 
10 



486 

55 

6 



Percentage 



Indicated rate of return 
Required rate of return 
Common equity ratio 
Rate of return on common equity 



11.59 
12.80 
36.00 
15.00 



11.47 
12.19 
36.00 
13.75 



20 



Canadian Pacific Forest Products Limited 

Special Rate Application - Centra EBRO 471 
On September 21, 1990, Canadian Pacific Forest Products Limited, a cus- 
tomer of Centra, applied to the Board for approval of a bypass competitive 
rate for its pulp and paper mill in Dryden, Ontario. The hearing began on 
June 4, 1991. 

In its Decision, dated April 27, 1991, the Board enumerated the key 
principles for deciding such applications, and examined the merit of the 
request in the context of these principles. The Board viewed the approval of 
a bypass rate as a cost shift with an impact on the public interest that the 
Board must find is justified beyond the worthy but narrow concerns of an 
individual applicant. The Board denied the application since it did not find 
any compelling reasons to conclude that approving a bypass rate in this 
instance would be in the public interest. 

Consumers Gas 

Main Rates Application - Fiscal 1992 EBRO 473 
On June 29, 1991, Consumers Gas applied to the Board for a rate increase 
for its 1992 fiscal year based on a projected deficiency of $22.5 million. The 
projected deficiency was later amended to $32.6 million based on requests 
for a rate base of $1,844.7 million, a 14 percent return on common equity, 
and a 35 percent equity ratio. 

The hearing of evidence began on October 15, 1991, lasted for 18 days, 
and ended on November 7, 1991. In addition to other revenue requirement 
issues, the Board heard evidence relating to the renegotiated gas price of 
$1.91 per giga joule for WGML supplies during the contract year commenc- 
ing November 1, 1991, and Consumers Gas' plan for the improved use of 
information technology in its operations. In its Decision, dated February 14, 
1992, the Board approved a rate base of $1,842.4 million, a 13.125 percent 
return on common equity, an overall return on capital of 11.58 percent, and 
a total revenue deficiency of $7.8 million. On March 17, 1992, the Board 
issued an addendum to its Decision to reflect a change in the Consumers 
Gas income tax expense. The income tax adjustment increased Consumers 
Gas' allowed revenue deficiency to $8.5 million. 



Summary of Financial Data 

Fiscal 1992 



Requested 



Allowed 



Rate base 

Utility income 

Cross revenue deficiency 



1,844.7 

201.5 

32.6 



million 



1,842.4 

208.5 

8.5 



Indicated rate of return 
Required rate of return 
Common equity ratio 
Rate of return on common equity 



10.92 
11.92 
35.00 
14.00 



Percentage 



11.34 

11.58 

35.00 

13.125 



21 



Centra 

Main Rates Application - Fiscal 1992 EBRO 474 
On July 5, 1991, Centra submitted an application to the Board requesting an 
increase in its rates for the fiscal year beginning January 1, 1992, based on a 
revenue deficiency of $32.5 million. At the same time, Centra asked the 
Board to approve new rates, effective November 1, 1991, to reflect the gas 
cost consequences of the second and third years of the 1990 agreement with 
WGML, an agreement approved by the Board in EBRO 467. 

After the original filing, Centra negotiated a price of $1.98 per gigajoule 
for the second year of the WGML gas agreement, and amended its evidence 
to reflect the lower gas price and other changes to its capital structure and 
rate of return. The company's updated revenue deficiency of $19.9 million 
was based on a return on common equity of 14.5 percent and an equity 
component of 38 percent, resulting in an overall rate of return of 12.38 
percent which was applied to a proposed rate base of $512.0 million. 

The hearing of evidence commenced on October 28, 1991, and ended 
after twenty hearing days on November 25, 1991. Fourteen intervenors 
made appearances during the proceedings in addition to Board staff. The 
town of Fort Frances argued that the proposed phase-in of rates was onerous 
given the current economic climate and that the differentiation between 
transmission and distribution facilities located in the town was inappropri- 
ate. Other parties questioned the gas price adjustment, the increase in the 
company's common equity component, and the proposed disposition of 
the $2.8 million in the Algoma deferral account. 

The Board's decision had not been issued by the close of the Board's 1992 
fiscal year. 



Centra crews work on 
an extension of a new gas lateral 
from the TransCanada PipeLines 

in the Sudbury region. 




22 



Field compressors are used to inject 

natural gas into Union Gas Limited's 

storage reservoirs 




Union 

Interim Rates Application - Fiscal 1993 EBRO 476-01 
Main Rates Application - Fiscal 1993 and 1994 EBRO 476 
Union's application of September 5, 1991, contemplated one combined 
proceeding covering its 1993 and 1994 fiscal years for the purpose of setting 
just and reasonable rates for the sale, distribution, transmission, and storage 
of gas. The pre-filed evidence was confined to the 1993 fiscal year and 
provided for a 14.5 percent rate of return on common equity and a revenue 
deficiency of $12.9 million. Pending final disposition of the application, 
Union requested interim rates, approval of the weighted average cost of gas 
to be included in rates for the 1993 fiscal year effective April 1, 1992, disposi- 
tion of deferral account balances, and continuation of certain deferral 
accounts. 

ADR was introduced in this proceeding. Parties made use of the pre- 
hearing meetings to develop proposed issues lists as well as to "negotiate" 
proposed settlements on issues. 

Issues to be discussed were defined at the issues day convened on Novem- 
ber 28, 1991. The parties agreed that the rate of return on common equity 
would continue at the level of 13.5 percent as determined by the Board in 
EBRO 470, but would be adjusted if the Board made adjustments to the rate 
of return on common equity in the Consumers Gas decision (EBRO 473). 
No adjustment was required, and Union's interim revenue deficiency was 
subsequently lowered to $4.2 million. 

On January 16, 1992, the parties met to attempt to reach agreement on 
the topics defined at the issues day. Agreement was reached on the capital 
budget/facilities projects, the throughput forecasts, the cost of debt, and the 
cost of gas, but no consensus could be reached on operating and mainte- 
nance expenses. No cost allocation or rate design issues were settled; how- 
ever, the parties agreed to defer a number of these issues to the main rates 
hearing proceeding for the 1994 test year. A formalized agreement was pre- 
sented for the consideration of the Board on the procedural day, January 21, 
1992. Union amended its pre-filed evidence to incorporate the implications 
of the agreement, which resulted in another reduction to the revenue 



23 



deficiency of $10.9 million and produced a revenue excess of $6.7 million. 
The evidence was further updated by Union to reflect its final proposal on 
operating and maintenance expenses. The final claimed revenue excess for 
the 1993 fiscal year was $8.9 million. 

The hearing began January 29, 1992, and continued for three days. Final 
argument and reply argument were completed on February 7, 1992. 

The Decision, issued March 10, 1992, provided for rates to become 
effective April 1, 1992, a reference price for gas supply of $101,817 per 
thousand cubic metres, and the elimination of all deferral account balances 
accumulated to March 31, 1992, with a one-time credit based on customers' 
actual consumption during the 1992 fiscal year. 

The Board accepted the final updated evidence on the size of the $8.9 
million revenue excess and the proposed allocation to rate classes. However, 
the Board also found that an additional increase in the revenue excess of 
$2.5 million was required primarily because operating and maintenance 
expense levels were still too high despite Union's updated evidence. The 
Board decided that the entire $2.5 million credit would be allocated to the 
residential and non-contract commercial and industrial consumers to 
eliminate the negative impact of $2.4 million caused by Union's allocation 
methodology. 

The Board expects to hear the main rates application in early 1993. 



Summary of Financial Data 

Fiscal 1993 



Requested 



Allowed 



Rate base 


1,661.7 


Utility income 


195.7 


Gross revenue deficiency/(excess) 


(8.9) 


Indicated rate of return 


11.78 


Required rate of return 


11.48 


Common equity ratio 


29.00 


Rate of return on common equity 


13.50 



million 



1,661.4 
197.1 
(11.4) 



Percentage 



11.86 
11.48 
29.00 
13.50 



24 



ONTARIO HYDRO REFERENCE 

Bulk Power Rates Proposal - Fiscal 1992 HK 20 

On April 2, 1991, the Minister of Energy referred to the Board Ontario 
Hydro's proposal to increase its bulk power rates by 8.9 percent, effective 
January 1, 1992. The proposal represented an increase in the revenue 
requirement of $845 million (for a total revenue requirement of $8,024 
billion). An amount of $189 million was forecast to be recovered through 
increased primary sales and the remaining $656 million through rate 
increases. The 8.9 percent rate increase was expected to generate a net 
income of $324 million, which is $170 million short of the statutory debt 
retirement level of $494 million. 

The proposed changes in the rates to be charged to the municipal utilities 
represented an average rate increase of 8.9 percent, and the average rate 
increase to direct industrial customers was forecast to be 8.8 percent. 

On July 5, 1991, Hydro filed its final updated evidence which identified a 
revenue requirement of $7,998 million and a drop in expected net income 
from $324 million to $210 million for fiscal 1992. At Hydro's proposed 8.9 
percent rate increase, a $289 million withdrawal from the reserve for 
stabilization of rates and contingencies would be required to meet the 
updated statutory debt requirement of $499 million. 

The Board Report, issued on August 26, 1991, contained twenty-six 
recommendations, including a recommended rate increase of 10.5 percent 
based on a net revenue requirement of $8,117 million, including a net 
income of $324 million. The Board recommended that the Minister of 
Energy introduce changes to Section 20 of the Power Corporation Act to 
ensure that its pension provisions were consistent with the Pension Benefits 
Act, in particular with regard to the constraints on Hydro's use of any 
surplus in its pension fund. 



Workers in radiation protection suits 

in the reactor building at 

Ontario Hydro's Pickering nuclear 

generating station unit #4 





25 



Some of the recommendations for Hydro included suggestions to inte- 
grate cost control measures into productivity programs and management 
pay-for-performance enhancement, to institute all possible cost-cutting 
measures to alleviate the impact of the Board's recommended net income 
level, and to seriously consider a management audit. The Board also recom- 
mended that Hydro adhere to its commitment to raise its net income to 
target levels by the 1994 rate year. Further recommendations included 
suggestions for Hydro to develop a process to measure the effectiveness of 
the financial assistance program for non-utility generation, and to begin to 
develop energy substitution programs immediately to assure their speedy 
implementation once the enabling legislation is passed. The Board also 
recommended that Hydro review how its customer cost tests for energy 
management programs are used and consider a heavier weighting for load- 
saving benefits. 



GENERIC HEARING 



Gas Integrated Resource Planning (IRP) EBO 169 

In its April 9, 1990, Decision in EBRO 462 (Union Gas Limited 1991 Test 
Year case), the Ontario Energy Board decided to call a generic hearing into 
least-cost utility planning. The Board commented that managing demand in 
the context of utility expansion in Ontario was a matter of interest to the 
Board. The Board was also of the view that least-cost planning should 
include environmental aspects, as well as natural gas vehicles (NGV) and 
attempts to minimize gas leakage. In the same Decision, the Board stated its 
intention to consult with the Ontario gas utilities and other interested 
parties about the form of the generic hearing. 

Following this Decision, a draft list of issues was developed in consulta- 
tion with the three major Ontario gas utilities. During this consultation, it 
was determined that the subject of the generic hearing should be renamed 
integrated resource planning (IRP). Integrated resource planning for natural 
gas utilities is a method of planning whereby the expected demand for 
natural gas services is met from the least costly mix of additional supply, 
energy conservation, energy-efficiency improvements, and load manage- 
ment techniques (i.e., the integration of supply-side resources and demand- 
side resources). Some of the specific objectives of the planning process are to 
continue to provide reliable service, equity among ratepayers, and a reason- 
able return on investment for the utility, while addressing environmental 
issues and achieving the lowest cost to the utility and the consumer. 

The Board also determined that it would initiate the investigation of IRP 
by producing a discussion paper based on the draft list of issues. The Board 
released a draft discussion paper on June 18, 1991, and invited brief written 
comments on it. The Board then issued a final discussion paper entitled 
"Report on Gas Integrated Resource Planning" dated September 13, 1991. Its 
purpose was twofold: 

• to identify and discuss the major issues which arise when considering 
whether or not to implement IRP; and 

• to identify and discuss the major issues which arise when determining 
how and to what extent to implement IRP. 



26 



The Board invited interested parties to respond to the discussion paper in 
writing. Several intervenors, including the three natural gas utilities and 
various environmental and aboriginal groups, presented written submissions 
by February 28, 1992. 

The Board will hold technical conferences regarding demand issues 
during the summer of 1992 to clarify the parties' positions and, if possible, to 
develop consensus positions among the parties to the proceeding. The results 
of these conferences will be presented to the Board prior to the oral hearing, 
which is expected to take place in the fall of 1992. 



FACILITIES APPLICATIONS 



Consumers Gas 

Town of Deep River EBLO 231, EBA 592 / EBC 194 

Township ofRolph, Buchanan, Wylie, and McKay EBA 591 / EBC 193 

Consumers Gas applied to the Board in 1989 for leave to construct a pipeline 
and related facilities to supply gas to the Town of Deep River and the Town- 
ship of Rolph, Buchanan, Wylie, and McKay. The company also applied for 
certificates of Public Convenience and Necessity and for approval of the 
terms and conditions of new franchise agreements, to allow it to serve the 
residents of both municipalities. 

The Board conducted a public hearing on the applications commencing 
April 26, 1990, and issued its Interim Decision with Reasons on June 18, 
1990. The Board did not render a final decision on the applications at that 
time because of concerns expressed about the economic feasibility of the 
project, but provided Consumers Gas the opportunity to reconvene the 
hearing to present new evidence on an appropriate means of financing the 
project. The Board found that, since the facilities would cost about $1.1 
million, an additional $400,000 was needed for the project to proceed. The 
Board established a deadline of December 31, 1990, for reconvening the 
hearing and rendering a final decision on the applications. In December 
1990, Consumers Gas requested an extension of the December 31, 1990, 
deadline to June 30, 1991. The Board reconvened the hearing on January 17, 



Pipe is lowered into the trench 

during construction of 

Consumers Gas' Mississauga 

southern link line. 




27 



1991, to hear submissions in support of the company's request. In its 
Further Decision with Reasons dated January 23, 1991, the Board granted 
the extension. 

On May 6, 1991, Consumers Gas submitted a financial plan whereby the 
company would lend the new customers the required contribution in aid of 
construction. The loan was to be recovered by a monthly flat fee levied on 
customers as they connected to the system. Based on the company's forecast 
of customers added, the loan would be repaid over a ten-year period. 

In its Decision dated June 28, 1991, the Board approved the company's 
proposed arrangement and found that the project was economically feasi- 
ble. As well, the Board approved the terms and conditions outlined in the 
applications for certificates of Public Convenience and Necessity. The Board 
also approved applications for orders approving the terms and conditions of 
the gas franchise agreements outlined in by-laws passed by the councils of 
Deep River and the said township. However, the Board deferred the matter 
of the appropriate rate treatment of the loan to Consumers Gas' subsequent 
rate application. 

Consumers Gas 

Mississauga Southern Link EBLO 238 

On November 30, 1990, Consumers Gas applied to the Board for leave to 
construct 23 kilometres of NPS 36 and 1 1 kilometres of NPS 24 pipelines 
through Milton, Mississauga, and Etobicoke. Security of supply and safety 
were the main issues in the case. The Board's Decision of June 4, 1991, 
denied the application on the grounds that Consumers Gas failed to prove 
that the facilities were urgently needed. New evidence was filed and Con- 
sumers Gas submitted a revised application. The Board reopened the case 
and approved the pipeline on July 2, 1991. 



Approximately 60 kilometres of 

NPS 48 pipe was laid in the summer 

of 1991 as Union Gas continued 

the looping of its natural gas 

transmission lines from 

Milton to Dawn Township. 




28 



GAS STORAGE AND DRILLING PERMIT APPLICATIONS 

Union 

Dow-Sarnia Block 'A' Pool EBLO 239, EBO 172, EBRM 101 
On May 14, 1991, Union filed a series of applications seeking several 
approvals from the Board for the development and operation of the natural 
gas storage area known as the Dow-Sarnia block 'A' pool. Union also 
requested the Board's authorization to construct two gas storage gathering 
pipelines, a transmission pipeline, and compression and measurement 
facilities in order to operate the storage pool. On June 4, 1991, the Board 
received a reference from the Minister of Natural Resources to review a 
concurrent application by Union, dated March 20, 1991, for a permit to drill 
wells within the Dow 'A' pool. 

The Board held a hearing on September 4, 5, and 6, 1991, in Sarnia, 
Ontario. Union stated that the additional wells were required for the 
efficient operation of the Dow 'A' pool as a natural gas storage reservoir. 
The Board recommended that the Minister of Natural Resources grant the 
permits to Union to drill wells in the Dow 'A' pool, subject to Union's 
compliance with conditions of approval to limit negative environmental 
effects of the drilling and construction of the wells. The Board also granted 
the company permission to construct facilities necessary for the effective 
operation of the gas storage pool. 



NEW FRANCHISE AND CERTIFICATE 

Consumers Gas 

Village ofLakefleld EBA 595 / EBC 195 

The Board approved the terms and conditions of a franchise agreement 
between Consumers Gas and the Village of Lakefield in its Decision of 
October 7, 1991. In granting the certificate, however, the Board noted that 
the prudence of expanding service to Lakefield depended on whether the 
customer forecasts in the early years of the project were reasonable. It 
directed Consumers Gas to file the forecast and actual costs and revenues in 
its rates case following a year of operation. The Board also limited the term 
of the certificate to twenty-four months if Consumers Gas failed to con- 
struct the facilities to service the community. 



OTHER REPORTS 

Consumers Gas 

Acquisition of Imperial Oil Limited's Holdings in Tecumseh and 
Other Related Assets EBO 171, EBRLG 35-05 

On December 28, 1990, Consumers Gas agreed to purchase from Imperial 
Oil its shares of Tecumseh, along with certain other assets (leases to natural 
gas and petroleum resources, and storage leases) that are not regulated by 
this Board. On February 7, 1991, Consumers Gas filed an application with 
the Board for permission from the Lieutenant Governor in Council to 
acquire the shares, and permission from the Board to purchase the non- 
utility assets. The Board heard the application on September 17 and 19, 
1991. 



29 



On December 10, 1991, the Board issued its Report, recommending that 
the Lieutenant Governor in Council approve the share purchase, since this 
transaction would not have a negative effect on the public interest. The 
Board also stated that Consumers Gas would be permitted to acquire the 
non-utility assets of Imperial Oil, subject to the Lieutenant Governor in 
Council's approval of the share purchase. The Board found that the public 
interest would benefit from the development of additional storage sites in 
southwestern Ontario, and that Consumers Gas' financial position would 
not be adversely affected by the purchase. 



COST AWARDS 



The Intervenor Funding Project Act empowers the Board to award funding 
to intervenors in advance of the proceedings. The Act enables parties to 
intervene who would otherwise be unable financially to participate in the 
proceedings, provided they meet defined criteria. Prior to this Act the Board 
only had jurisdiction to award costs at the conclusion of the proceedings. 
Persons who indicate in their answers to the Board's notices of applica- 
tion that they require intervenor funding are sent an information package 
which includes a formal application for funding. When such applications 
are completed and returned to the Board, the Board issues notices of a 
funding hearing. The funding hearing is conducted by a one-person panel 
(Board member) other than the panel members who are to conduct the 
actual hearing. 



Intervenor Funding Activities, April 1, 1991, to March 31, 1992 



Case File 
Type Number 


Proponent 
Applicant(s) 


Number of 
Applications 


Amounts 
Requested 


Amounts 
Awarded 


Natural Gas Rates Applications 

EBRO 473 
EBRO 474 


Consumers Gas 
Centra 


2 
3 


$172,517 
$263,241 


$101,220 
$117,590 



Rate Reference from the Minister of Energy 

HR 20 Ontario Hydro 



$149,194 



$64,838 



Generic Hearing on Gas Integrated Resource Planning 

EBO 169 Consumers Gas } 

Union } 

Centra } 



10 



$575,875 



$308,768 



Pipeline Construction and Expropriations 

EBLO 239 Union 

EBLO 241 Consumers Gas 



$9,100 
$73,867 



$0 
$37,215 



TOTAL 



20 



$1,243,794 



$629,631 



30 



During the 1992 fiscal year, there were six cases in which there were 
applications for intervenor funding. In the six cases there were twenty 
applications for intervenor funding; no applications for supplementary 
funding were entertained by the Board during the period April 1, 1991, to 
March 31, 1992. Of the twenty applications for funding, thirteen were 
successful - a rate of 65 percent. The total moneys awarded to these thirteen 
intervenors was approximately $629,600, compared with total amounts 
requested of $1,243,800. 

The amounts requested both for successful and unsuccessful applicants 
ranged from $3,000 to $155,500, with the average request being $62,200. 
The amounts awarded were substantially less and ranged from $15,600 to 
$83,200. The average award for successful applicants was $43,400. 

Section 28 of the Ontario Energy Board Act empowers the Board, at its 
discretion, to fix or tax the costs of, and costs incidental to, any proceeding 
before it. In June 1985 (EBO 116), the Board set out the conditions upon 
which costs will generally be awarded. Cost awards represent reimburse- 
ment of the intervenors' reasonably incurred costs in respect of their 
participation in the hearings, are made after review by the Board's assess- 
ment officer, and account for any intervenor funding awarded at the outset 
of proceedings, where applicable. 

During the 1992 fiscal year, the Board issued seventeen intervenor cost 
orders involving nine cases arising from its jurisdiction to award costs to 
intervenors at the conclusion of the proceedings. The amounts awarded in 
the 1992 fiscal year under this activity totalled $202,970. Several cost award 
applications were under various stages of review and remained outstanding 
at the conclusion of the 1992 fiscal year. 



31 



GLOSSARY OF TERMS AND ACRONYMS 



Alternative Dispute Resolution (ADR) Negotiation of proposed 
settlements on issues. 

Argument The final step in a hearing, during which participants summa- 
rize their positions on various matters of concern based on the evidence 
adduced. 

Bcf One billion cubic feet, a measure of gas equivalent to 28.328 million 
cubic metres. 

Board Order A legal document directing the implementation of a Board 
Decision. An Order is binding on the indicated parties. 

Board Recommendation Usually contained in a Board report to a 
minister or to the Lieutenant Governor in Council, on Ontario Hydro or 
some other energy-related matter. Board recommendations are not binding 
except in matters set out under Section 23 of the Ontario Energy Board Act. 

Bulk Power Rates Wholesale electricity rates to municipalities and 
certain industrial customers of Ontario Hydro having an average annual 
power demand of 5,000 kilowatts or more. 

Bypass The total avoidance of the local distribution company's system for 
the transportation of gas. 

Designated Gas Storage Area A land area containing geological forma- 
tions into which the Board may authorize a person to inject, store, and 
remove gas. Injection of gas for storage into any geological formation 
outside a designated storage area is prohibited under Section 20 of the 
Ontario Energy Board Act. 

Direct Sales Purchases of natural gas supply negotiated between producers 
and end-users, directly or through brokers or marketers, at prices excluding 
transportation; pipeline transportation arrangements must be negotiated 
separately with TCPL and the local distribution utility. 

Gigajoule (GJ) A measure of energy content in fuel. A typical residential 
consumer of gas might use about 130 gigajoules per year for household 
heating (one GJ of thermal energy equals approximately 0.95 million cubic 
feet of natural gas). 

GWh Gigawatt hour 

Interrogatories Written requests for the supply of additional informa- 
tion, or clarification of information already received. 

Intervention Notice of intent to participate in hearings, stating the 
interest in the proceeding. The person or group is called an intervenor. 

IRP Integrated resource planning 

NGV Natural gas vehicles 



32 



Non-Utility Generation (NUG) Generation of electricity by a privately 
owned company. 

NPS Nominal pipe size; for example, NPS 24 refers to a pipe with an 
approximate exterior diameter of 610 mm or 24 inches. 

Ontario Pipeline Coordination Committee (OPCC) An 

interministerial committee, chaired by a member of the OEB staff, and 
including designates from those ministries of the Ontario government 
which collectively have a responsibility to ensure that pipeline construction 
and operation have minimum undesirable impact on the environment. The 
environment, perceived in a broad sense, covers agriculture, parklands, 
forests, wildlife, water resources, social and cultural resources, public safety, 
and landowner rights. 

Rate Base The amount that a utility has invested in assets that are used or 
are useful in providing service, minus accumulated depreciation, plus an 
allowance for working capital and any other items which the Board may 
determine. Rate base may also be net of accumulated deferred income taxes. 

Rate of Return on Common Equity Utility income, after tax, expressed 
as a percentage of the amount of common equity approved for inclusion in 
the utility's capital structure. 

Rate of Return on Rate Base Utility income, after tax, that a utility is 
allowed to earn expressed as a percentage of the rate base. Note that this 
return is not guaranteed to the utility. Rather, this is the return that the 
company has a reasonable opportunity to earn given forecast conditions. 

Revenue Requirement The allowed expenses of the utility are added to 
the allowed return on rate base to obtain the amount of revenue the utility 
must recover through rates to cover its costs of providing service. 

Spacing Unit A prescribed area (generally 50 acres) established by regula- 
tion for the purpose of drilling a well for the production of oil and gas. 

TCPL TransCanada Pipelines Limited 

Test Year A prospective period of twelve consecutive months (usually the 
company's next full fiscal year) for which projections of revenues, costs, 
expenses, and rate base are examined by the Board in order to set rates 
which will allow the utility the opportunity to earn a reasonable rate of 
return. 

Throughput Gas sales, direct purchase and transportation volumes, and, 
where applicable, storage volumes. 



33 



RAPPORT ANNUEL 1991 - 1992 



de l'Ontario 





mmr 
Ontario 



TABLE DES MATIERES 



Message de la Presidente 3 
Introduction 5 
Structure 13 
Audiences publiques 15 

Recapitulation des activites 18 

Demandes relatives aux tarifs du gaz naturel 20 

Examen de la demande d'Ontario Hydro 26 

Audience generate 27 

Demandes relatives a des installations 28 

Demandes de permis de stockage de gaz et de forage 30 

Nouveaux accords de concession et certificats 31 

Autres rapports 31 

Indemnitees 32 

Lexique de termes et sigles 34 



Les bureaux de la Commission de l'energie de l'Ontario sont situes au 
2300, rue Yonge 
Bureau 2601 
Toronto (Ontario) 
(416) 481-1967 

On peut se procurer des exemplaires du present rapport et d'autres publications de la 
Commission a la librairie du gouvernement de l'Ontario au 880, rue Bay, Toronto, 
til. (416)326 5300. 

Les personnes habitant a l'exterieur de Toronto peuvent s'adresser au Service des 
publications, ministere des Services gouvernementaux, 880, rue Bay, 5e etage, 
Toronto (Ontario) M7A 1N8. Pour les appels interurbains sans frais, composez le 
1-800-668-9938. 

ISSN 03 17-4891 

Photographies fournies par : Vincenzo Pietropaulo; Ontario Hydro (centrales 
electriques); Centra Gas Ontario Inc., The Consumer's Gas Company Ltd. 
et Union Gas Limited (installations de gaz naturel). 




Ontario 



Minister 
Ministre 



Ministry Ministere 

of de 

Energy I'Energie 



Queen's Park 
Toronto, Ontario 
M7A 2B7 
416/327-2936 
Fax 327-1216 



Queen's Park 
Toronto (Ontario) 
M7A 2B7 
416/327-2936 
Telecopies 327-1216 



A son honneur Henry N.R. Jackman 
Lieutenant-gouverneur de la 
province de 1 'Ontario 



J'ai 1' honneur de presenter le rapport annuel de la 
Commission de l'energie de 1 'Ontario decrivant les 
diverses activites de l'exercice 1991 - 1992. 



Veuillez agreer, votre honneur, 
haute consideration. 



1' assurance de ma tres 



Pfll^rv ^C_yLxA/- i"T&^->- 



Le ministre de I'Energie 
Brian A. Charlton 



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^^ Papier 


Recycled rM 


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MESSAGE DE LA PRESIDENTE 



En Janvier 1992, j'ai reintegre la Commission de l'energie de l'Ontario apres 
avoir exerce, pendant cinq ans, diverses fonctions au sein de la fonction 
publique de l'Ontario. Au moment ou j'ai quitte la Commission en 1987, 
l'industrie du gaz naturel cherchait a mettre en oeuvre l'Accord de l'Ouest et 
l'Entente sur les marches et les prix du gaz naturel de facon a en respecter 
tant la lettre que l'esprit. Au cours de ces annees passees loin de la Commis- 
sion, c'est avec grand interet que j'ai observe la facon dont l'industrie en 
general, et la Commission en particulier, ont fait face au defi de la 
dereglementation. 

La dereglementation, par le jeu des forces de l'offre et de la dernande, a 
entraine une baisse substantielle des prix. En fait, malgre la hausse des frais 
d'exploitation des compagnies de gaz naturel, le prix de vente du gaz aux 
consommateurs dans son ensemble est encore sensiblement le meme qu'il y 
a dix ans. 

En raison des gains de competitivite du gaz par rapport a d'autres formes 
d'energie, les compagnies de gaz ont ete poussees a investir davantage pour 
etre capables de satisfaire a la dernande. Cela explique dans une large mesure 
pourquoi, ces dernieres annees, les compagnies se pressent devant la Com- 
mission afin de reclamer la revision de leurs tarifs. Je prevois que cette 
tendance se maintiendra encore quelque temps. 

Si la seconde moitie des annees 1980 a ete marquee au sceau de la 
dereglementation, il semble que les annees 1990 vont etre celles de 
l'ecologie. Les questions de preservation de la nature, de protection de 
l'environnement et de developpement durable sont appelees a prendre de 
plus en plus d'importance. Aussi, le role traditionnel des compagnies de gaz 
de meme que leur mode de fonctionnement seront probablement appeles a 
changer. La tache de la Commission consistera done a envisager ces change- 
ments dans la perspective de l'interet general et dans le cadre des lois, des 
reglements et des politiques gouvernementales. 

Au cours de l'exercice, la Commission a instaure un processus de consulta- 
tion publique pour explorer les possibilites qu'offre la planification integree 
des ressources en gaz naturel. Ce processus doit egalement permettre 
d'integrer ce concept aux pratiques courantes. Le debat devrait se cristalliser 
autour de la question de savoir si les reglements existants ont pour effet de 
dissuader les compagnies de gaz d'adopter la planification integree des 
ressources et s'il est possible de venir a bout des conflits inherents a une 
initiative de ce type. Etant donne l'importance, la complexite et, il va sans 
dire, la nature controversee de cette question, il y a lieu de penser que la 
realisation de ce projet prendra du temps. 

Le present rapport passe en revue les decisions les plus importantes 
rendues au cours de l'exercice. La nature variee des questions traitees donne 
la mesure de la diversite des competences dont la Commission doit se 
prevaloir pour regler les problemes avec efficacite. La Commission n'aurait 
pu s'acquitter de sa tache, dont la complexite va croissant, si elle n'avait pu 
compter sur le talent, les connaissances et l'esprit de cooperation de ses 
membres et de son personnel devoues. 

Lors de cet exercice, la Commission a procede a l'examen annuel de la 
proposition d'augmentation des tarifs de vente d'electricite en gros d'Ontario 
Hydro pour l'annee 1992 et a emis, a l'intention du gouvernement, certaines 
recommandations. II est a noter que les questions relatives a la production 
privee d'electricite et a la gestion de l'energie accaparent de plus en plus de 
temps d'audience sans pour autant avoir reduit le besoin d'examiner les 



autres domaines d'activite des entreprises de services publics. 

La Commission a en outre rendu un certain nombre de decisions en vertu 
de la Loi sur le projet d'aide financiere aux intervenants, projet pilote etale sur 
trois ans. La Commission juge encourageante la participation accrue du 
public aux audiences, rendue possible par cette loi. A cet egard, la Commis- 
sion, en reponse a une demande d'information du gouvernement dans le 
cadre d'une evaluation de ce projet, s'est prononcee en faveur d'un certain 
nombre de changements visant surtout a rendre le processus de financement 
des interventions plus efficace. 

Par la meme occasion, la Commission s'est efforcee de reduire dans une 
certaine mesure les aleas du traitement des indemnisations et d'en accelerer 
le reglement a la conclusion des audiences. Des politiques et methodes 
revisees sont actuellement envisagees afin de renforcer la confiance en 
l'indemnisation des intervenants envisageant de faire une demande d'avance 
de fonds en vertu de la Loi sur le projet d'aide financiere aux intervenants. 

Certains principes de fonctionnement ont ete examines en vue de 
continuer a rationaliser le processus de reglementation, et certains sont 
actuellement mis en oeuvre. La Commission vient par exemple d'instaurer 
un processus de revision des taux pour une periode d'essai de deux ans et un 
mecanisme de reglement negocie des conflits permettant aux parties de 
resoudre leurs differends avant de passer devant la Commission. Bien 
qu'elles n'en soient qu'au stade de la mise au point, les premiers indices 
laissent presager que ces mesures, correctement mises en oeuvre, permet- 
tront de diminuer les temps d'audience et de reduire les couts. La Commis- 
sion etudie sans cesse les suggestions qui lui sont soumises par les parties 
interessees, y compris celles emanant du comite des representants de la 
Commission et de {'Ontario Natural Gas Association, qui se reunit reguliere- 
ment. 

En ce qui concerne les membres de la Commission, on note cette annee le 
depart de M me V.W. Bielski et du D r R.M.R. Higgin. Nous leur exprimons 
notre reconnaissance pour les services qu'ils ont rendus a la Commission et 
leur souhaitons un franc succes dans leurs nouvelles activites. 

Je tiens egalement a rendre hommage au travail de ma predecesseure a ce 
poste, M me Stephanie J. Wychowanec, pour le travail accompli dans le cadre 
de son mandat de trois ans qui a pris fin en juin 1991. C'est apres une 
longue carriere au sein de l'administration publique de l'Ontario, au cours de 
laquelle elle s'est distinguee a divers postes de responsabilite, que M me 
Wychowanec a ete nommee presidente de la Commission. Sa vaste expe- 
rience a ete un grand atout tant pour le gouvernement que pour la Commis- 
sion. J'aimerais egalement temoigner ma reconnaissance a M. O.J. Cook pour 
sa contribution en qualite de president par interim pendant une periode de 
six mois au cours de cet exercice et pour l'aide qu'il m'a apportee suite a ma 
nomination a ce poste. M. Cook a ete nomme vice-president de la Commis- 
sion le 7 novembre 1991. 

Pour ce qui est de l'avenir, je dois dire que le professionnalisme, la 
competence et le devouement des membres de la Commission et de son 
personnel renforcent ma foi en notre capacite de continuer a remplir avec 
competence et equite la mission confiee a la Commission de l'energie de 
l'Ontario. 



La presidente, 
Marie C. Rounding 



INTRODUCTION 



Le gaz naturel revet une grande importance pour l'Ontario, en tant que 
source d'energie et comme matiere premiere, principalement dans le secteur 
des produits chimiques. Le gaz naturel constitue le principal combustible de 
tous les secteurs de l'economie, excepte celui des transports, et il est le 
combustible privilegie pour le chauffage de l'eau et des locaux dans la 
province. En fait, l'Ontario utilise plus de gaz naturel que toute autre 
province consommatrice, sa consommation representant environ 42 pour 
100 du total de la demande de gaz naturel canadien. Le gaz represente 
quelque 32 pour 100 de l'energie consommee dans la province, tandis que 
l'electricite represente 19 pour 100 environ. Les combustibles et carburants 
liquides (petrole et liquides du gaz naturel), le charbon et le bois viennent 
completer la liste des sources d'energie utilisees dans la province. 

La Commission de l'energie de l'Ontario est chargee de reglementer 
l'industrie du gaz naturel en fixant les tarifs, en autorisant la construction 
des lignes de transport et en avalisant les accords de concession. En outre, la 
Commission conseille le ministre de l'Energie sur des questions generates 
touchant l'industrie du gaz naturel, de meme que sur des aspects interessant 
Ontario Hydro. Dans tous les cas qui lui sont soumis, la Commission veille a 
l'equite des tarifs et a la sauvegarde de l'interet public, et s'assure que les 
approvisionnements sont toujours suffisants. 

Le present rapport decrit le mandat de la Commission, ainsi que son role 
et ses obligations. II contient une liste de toutes les activites menees durant 
l'exercice se terminant le 31 mars 1992, dont certaines sont presentees dans 
leurs grandes lignes. 



MANDAT 



La Commission de l'energie de l'Ontario a ete creee en 1960 a titre 
d'organisme officiel et impartial charge de reglementer divers aspects de 
l'industrie ontarienne du gaz naturel. En 1974, le gouvernement a elargi le 
mandat de la Commission pour y inclure l'examen annuel des modifica- 
tions apportees aux tarifs de vente en gros d'electricite d'Ontario Hydro. 
Outre ses fonctions de reglementation, la Commission, a la demande du 
lieutenant-gouverneur en conseil, du ministre de l'Energie ou du ministre 
des Richesses naturelles, formule des recommandations sur diverses ques- 
tions relatives a l'energie. Dans toutes ses activites, la Commission de 
l'energie de l'Ontario vise avant tout a servir le public et a proteger ses 
interets. 

La plupart des responsabilites et pouvoirs de la Commission sont enonces 
dans la Loi sur la Commission de l'energie de l'Ontario et, accessoirement, dans 
six autres lois, a savoir : 

• la Loi sur les concessions municipales; 

• la Loi sur les richesses petrolieres; 

• la Loi sur les services publics; 

• la Loi sur revaluation fonciere; 

• la Toronto District Heating Corporation Act; 

• la Loi sur le projet d'aide financiere aux intervenants. 

La Loi sur le projet d'aide financiere aux intervenants a ete proclamee le l er 
avril 1989 par le lieutenant-gouverneur en conseil. Ce projet pilote, d'une 
duree de trois ans, prevoit un mecanisme permettant de financer d'avance le 



recours des intervenants qui comparaissent devant certaines instances 
officielles, y compris la Commission de l'energie de l'Ontario. II present les 
criteres sur lesquels doit s'appuyer le comite d'examen etabli en vertu de la 
Loi lorsqu'il decide d'approuver ou de rejeter une demande d'aide financiere 
presentee par un intervenant. 

Les procedures de la Commission sont gouvernees par la Loi sur I'exercke 
des competences legates ainsi que par ses propres regies provisoires de pratique 
et de procedure. 



Les membres de la Commission 

au 31 mars 1992. 

De gauche a droite, au second rang : 

R.R. Perdue, Carl A. Wolf Jr, 

C.W.W. Darling, 

O.J. Cook (vice-president); 

au premier rang : Judith C. Allan, 

Marie C. Rounding (presidente), 

Pamela W. Chappie. 




ROLE ET RESPONSABILITES 

Fixation des tarifs du gaz natural 

Toutes les compagnies de gaz naturel vendent et transportent du gaz dans 
les regions de la province ou elles detiennent une concession. Le marche de 
l'energie est desormais soumis aux lois de la concurrence, car les acheteurs 
peuvent traiter directement soit avec les producteurs de gaz, soit avec les 
distributeurs, ou encore choisir une autre source d'energie. Du fait que le 
transport du gaz necessite un vaste reseau de pipelines et d'installations de 
stockage, le monopole demeure la plus efficace des formules puisqu'il ne 
tolere pas le double emploi et empeche les augmentations tarifaires qui 
auraient lieu autrement. 

En Ontario, les tarifs applicables a la vente du gaz doivent etre approuves 
par la Commission. En vertu de la loi, les distributeurs de gaz sont tenus de 
soumettre leurs projets de tarifs a l'approbation de la Commission. Les tarifs 
de chaque compagnie sont fixes a l'issue d'une audience publique. La duree 
d'une audience importante est de trois a quatre semaines environ. 

Les tarifs ne sont pas les memes pour les consommateurs residentiels, 
commerciaux et industriels. Lorsqu'elle etablit les tarifs, la Commission tient 
compte des couts associes aux fluctuations de la demande des differentes 
categories de consommateurs. Ainsi, la demande de gaz naturel utilise pour 
le chauffage residentiel varie en fonction des conditions meteorologiques et 
du moment de la journee. Par consequent, il en coute plus cher, par unite, 



d'approvisionner les abonnes residentiels que les industries, ces dernieres 
consommant de grandes quantities de gaz a des volumes plus constants. 

La Commission s'efforce de realiser un equilibre entre les prix que doivent 
payer les consommateurs, d'une part, et le rendement que les actionnaires de 
chaque compagnie sont autorises a tirer de leur investissement, d'autre part. 
Les tarifs doivent etre justes et raisonnables pour les consommateurs comme 
pour les actionnaires. Avant d'arreter une decision, la Commission prend en 
consideration les depenses anterieures, actuelles et futures, la conjoncture, les 
previsions, les tendances economiques et les recettes escomptees par les 
compagnies. 

La Commission peut accorder un redressement tarifaire provisoire aux 
compagnies ou aux consommateurs lorsque les frais ou les revenus d'une 
entreprise de services publics subissent ou sont sur le point de subir des 
modifications importantes. En pareil cas, ces redressements peuvent faire 
l'objet d'une audience speciale qui dure generalement un jour ou deux. Les 
tarifs provisoires sont sujets a revision et ne deviennent definitifs qu'a partir 
du moment ou la Commission rend sa decision finale et emet une ordon- 
nance. 

Dans le cadre des audiences relatives aux tarifs, la Commission doit non 
seulement s'assurer que les entreprises de services publics imposent des tarifs 
raisonnables, mais encore que le service fourni est de qualite satisfaisante. 

The Consumers' Gas Company Ltd (Consumers Gas) est le plus grand 
distributeur canadien de gaz naturel et dessert quelque 1 090 000 consomma- 
teurs residentiels, commerciaux et industriels dans le Sud, le Centre et 1'Est 
de l'Ontario. Par le biais de societes affiliees ne relevant pas de la competence 
de la Commission, Consumers distribue egalement du gaz dans l'Ouest du 
Quebec et le Nord de l'Etat de New York. Au 30 septembre 1991, date de 
cloture de son dernier exercice financier, son assiette des tarifs se chiffrait a 
1,689 milliard de dollars. Le volume total de gaz debite par Consumers durant 
cet exercice a ete de 9,8 milliards de metres cubes, ses recettes totales se 
montant a 1,563 milliard de dollars. Consumers Gas appartient entierement a 
British Gas pic. 

Union Gas Limited (Union), deuxieme compagnie de distribution 
ontarienne par ordre d'importance, approvisionne les consommateurs du 
Sud-Ouest de la province. Elle exploite aussi un reseau de pipelines, 
d'installations de stockage et de stations de compression pour le compte de 
clients et d'autres entreprises de services publics dans l'Est de l'Ontario et au 
Quebec. Au 31 mars 1992, son assiette des tarifs s'etablissait a environ 1,5 
milliard de dollars. Elle comptait plus de 632 500 consommateurs residen- 
tiels, commerciaux et industriels, et son reseau aura debite un volume total 
estime a 21,2 milliards de metres cubes pendant l'exercice financier 1992, y 
compris le gaz achemine pour le compte d'autres compagnies distributrices. 
Le volume total de gaz livre a des clients s'occupant de distribution (c'est-a- 
dire a des compagnies qui vendent ou transportent du gaz) atteignait 7,8 
milliards de metres cubes. Pendant le meme exercice, Union Gas Ltd. a realise 
des recettes totales de 1,3 milliard de dollars. 

Centra Gas Ontario Inc. (Centra) approvisionne en gaz environ 118 
collectivites du Nord-Ouest, du Nord et de l'Est de l'Ontario. Son reseau de 
distribution de gaz naturel se compose d'environ 6 870 kilometres de pipe- 
lines raccordes a plus de 84 points de livraison sur le reseau de transport 
TransCanada PipeLines (TCPL). Le reseau de Centra est constitue d'une serie 
d'embranchements le long du reseau ontarien de TCPL, de Kenora aux rives 



du lac Ontario et jusqu'au Saint-Laurent. Au 31 decembre 1991, l'assiette 
moyenne des tarifs de Centra se chiffrait a plus de 487 millions de dollars. 
Pour approvisionner quelque 190 100 abonnes, Centra a achemine en tout 
3,733 milliards de metres cubes de gaz. Les recettes totales de Centra durant 
l'exercice 1991 ont atteint environ 476 millions de dollars. 

Natural Resource Gas Limited (NRG) est une petite entreprise qui 
fournit du gaz a 2 348 abonnes de la region d'Aylmer. Au 30 septembre 
1991, NRG avait une assiette des tarifs moyenne de 4,052 millions de 
dollars, et le volume total de ses ventes etait de 12,681 millions de metres 
cubes. La compagnie affichait des recettes d'environ 3,634 millions de 
dollars pour son exercice financier 1991. 

Tecumseh Gas Storage Limited (Tecumseh) exploite des reservoirs de 
stockage de gaz dans le Sud-Ouest de l'Ontario. Entierement controlee et 
exploitee par Consumers Gas, cette compagnie a realise des recettes d'environ 
19,5 millions de dollars pendant son exercice financier 1992. Consumers Gas 
et Union sont les seuls clients de Tecumseh. 

Examen des tarifs d Ontario Hydro 

Les tarifs de vente en gros d'electricite d'Ontario Hydro (applicables aux 
municipalites et a certains consommateurs industriels) sont etablis par le 
conseil d'administration de la Societe. Toutefois, lorsqu'Ontario Hydro 
desire modifier ses tarifs, elle doit soumettre une proposition en ce sens au 
ministre de l'Energie, qui saisit la Commission du dossier en lui fournissant 
toutes les donnees techniques et financieres pertinentes. A l'issue d'une 
audience publique qui debute generalement fin mai ou debut juin et qui 
dure environ quatre semaines, la Commission redige son rapport assort! de 
recommandations qu'elle remet au ministre de l'Energie au plus tard le 31 
aout de chaque annee. Le role de la Commission etant consultatif, ses 
recommandations n'ont pas force executoire pour Ontario Hydro. 




Y///A CONSUMERS GAS 
UNION 



KSNN1 CENTRA 



Ontario Hydro est la plus importante societe d'Etat en Ontario. Au 31 
decembre 1991, elle possedait un actif de 43,24 milliards de dollars et 
desservait, directement ou indirectement, plus de 3 700 000 clients, dont 86 
pour 100 d'abonnes residentiels. La vente de 130 964 GWh dans la province 
et de 2 123 GWh a l'exportation lui ont permis d'enregistrer des recettes de 
7,1 milliards de dollars durant l'exercice 1991. 



Ontario Hydro procede au transport 

d'un enorme transformateur de la 

centrale nucleaire de Douglas Point 

a Palmerston. 




Renvois et audiences generates 

Le lieutenant-gouverneur en conseil, le ministre de l'Energie et le ministre 
des Richesses naturelles peuvent demander a la Commission de tenir une 
audience publique sur une question precise et de leur faire rapport. Ces 
renvois portent d'ordinaire sur des questions liees a l'energie et suscitent 
souvent un vif interet parmi le public. La encore, la Commission joue un 
role consultatif, sans plus. 

Par ailleurs, en cas de changement de proprietaire d'une entreprise de 
services publics, la Commission peut etre appelee a tenir une audience et a 
faire rapport. L'autorisation du lieutenant-gouverneur en conseil est obliga- 
toire lorsqu'une entreprise de services publics exprime l'intention de vendre 
ses biens ou de fusionner avec une autre entreprise a vocation semblable, et 
lorsqu'un particulier compte acheter plus de 20 pour 100 des actions d'une 
entreprise de services publics, quelle que soit la categorie d'actions en cause. 
La Commission peut recommander qu'il n'y ait pas d'audience, ou peut au 
contraire tenir une audience et presenter son rapport et ses recommanda- 
tions au lieutenant-gouverneur en conseil. 

La Commission peut aussi, de sa propre initiative, tenir des audiences 
generates pour examiner des questions qui relevent de ses competences. Ces 
audiences visent generalement a faire la lumiere sur des tendances nouvelles 
ou sur des domaines qui presentent un interet croissant, et examinent une 
question dans un contexte plus global que ne le permettrait une audience 
ponctuelle. 



Approbation de nouvelles installations 

Les compagnies desireuses de construire un pipeline pour le transport de gaz 
naturel en Ontario doivent obtenir l'autorisation de la Commission. En 
outre, tous les projets de construction sont examines par le Comite ontarien 
de coordination des pipelines (COCP), organisme interministeriel charge des 
questions de securite et des repercussions environnementales relatives a la 
construction des pipelines. Place sous la presidence d'un membre de la 
Commission, le COCP se compose de representants des ministeres de 
l'Agriculture et de l'Alimentation, de l'Energie, de l'Environnement, de la 
Consommation et du Commerce, des Richesses naturelles, de la Culture et 
des Communications, des Affaires municipales et des Transports. Se joignent 
aussi au comite, s'il y a lieu, les representants d'organismes regionaux que 
les compagnies de gaz naturel consultent aux premiers stades de leurs 
travaux de planification. 

Le COCP tache de s'assurer que la construction des pipelines n'entraine 
pas, a long terme, des consequences nefastes pour l'environnement, et que 
les perturbations a court terme restent minimes pendant les travaux. Ce 
faisant, le comite etudie chaque proposition, examine les divers traces et 
emplacements possibles, et regie toutes les questions soulevees avant qu'une 
demande officielle d'autorisation de construire ne soit presentee a la Com- 
mission. 

Lorsqu'elle recoit une telle demande, la Commission doit decider si le 
projet sert effectivement les interets du public, apres l'avoir examine du 
point de vue de la securite, de la rentabilite, des retombees pour la collecti- 
vite, de la securite d'approvisionnement, des avantages pour la compagnie 
et des incidences environnementales. La publication de la Commission de 
l'energie de l'Ontario intitulee Directives environnementales applicables a la 
localisation, la construction et I' exploitation des canalisations de transport 
d'hydrocarbures en Ontario, enonce tous les criteres a respecter. Cette publica- 
tion a ete elaboree de concert avec les ministeres et organismes provinciaux 
interesses par la construction des pipelines. Ce document, dont la version 
definitive a ete realisee et distribute en Janvier 1989, contient les toutes 
dernieres normes et pratiques appliquees par chaque ministere en matiere 
de protection de l'environnement. Les Directives environnementales accordent 
aussi au public une place plus importante dans la planification des projets 
de pipelines. 

Lorsqu'elle approuve un projet, la Commission emet une ordonnance 
autorisant la construction. Elle autorise egalement les expropriations 
necessaires a l'installation des pipelines et des installations connexes, et son 
consentement est exige lorsqu'un pipeline doit traverser une route, une 
ligne a haute tension ou un fosse. 

Approbation des accords de concession 

Toute municipalite peut accorder a la compagnie de gaz de son choix le 
droit de fournir un service sur son territoire et d'utiliser les emprises rou- 
tieres. Mais avant que puisse etre adopte le reglement municipal dont 
depend 1'attribution de la concession, la Commission doit approuver les 
conditions afferentes a l'accord de concession. 

Bon nombre des accords actuels, qui remontent a trente ans ou plus, sont 
sur le point d'expirer. Les negotiations entre une municipalite et une 
entreprise de services publics peuvent etre longues et difficiles. C'est pour- 
quoi le Comite des accords de concession municipale a ete cree en 1985 en 
vue de rediger un modele d'accord dont s'inspireraient tous les accords 
nouveaux ou reconduits. Le modele, qui est entre en vigueur en 1988, 
etablit les conditions types devant presider a la distribution du gaz, a 



10 



l'utilisation des emprises routieres, aux autorisations de travaux, et a la 
remise en etat des terres une fois la construction achevee. 




Carolyn Parkes, preposee aux dossiers, 

Wilfred Teper, directeur-adjoint 

des enquetes en matiere d'energie, 

et Kathleen John, secretaire, 

dans la salle des archives. 



Certificate d'interet public et de necessite 

Nul ne peut construire un ouvrage d'approvisionnement en gaz dans une 
municipality sans l'autorisation prealable de la Commission. Delivree sous 
forme de certificat, cette autorisation n'est consentie que si l'interet et la 
necessite publics semblent la justifier. 

Stockage du gaz nature J 

La capacite de stocker le gaz est essentielle au bon fonctionnement du reseau 
de distribution de l'Ontario. Les reservoirs de stockage constituent done une 
ressource naturelle tres importante pour l'economie de la province. La 
plupart des emplacements de stockage sont d'anciens gisements de gaz 
situes dans le Sud-Ouest de la province. Le gaz qui y est stocke est utilise par 
les transporteurs et les distributeurs pour repondre aux fluctuations de la 
demande et parer aux situations d'urgence. En regie generale, le gaz est 
stocke pendant l'ete, car la demande est relativement faible a cette periode. 
II est recupere en periode hivernale lorsque la demande est tres forte. Grace a 
ce systeme, le reseau de distribution du gaz provenant de l'Ouest canadien 
peut fonctionner efficacement. 

En vertu de la Loi sur la Commission de Venergie de l'Ontario, il est interdit 
de stocker du gaz dans une formation geologique a moins qu'il ne s'agisse 
d'un emplacement conforme a la description figurant dans le Reglement 
700 des Reglements refondus de l'Ontario de 1980, pris en application de la 
Loi sur la Commission de Venergie de l'Ontario. Lorsqu'elle etudie une demande 
visant l'amenagement d'un reservoir naturel de stockage, la Commission 
doit determiner si la formation geologique se prete a l'usage propose et, dans 
l'affirmative, en definir les limites geographiques; elle etablit en outre si le 
requerant a le droit d'exploiter ce reservoir, si la demande correspond a un 
besoin reel et si les activites prevues seront rentables. La Commission 
recommande au lieutenant-gouverneur en conseil les emplacements a 
designer pour le stockage; elle autorise leur utilisation et decide de 
l'indemnisation payable aux personnes sous les proprietes desquelles se 
trouvent les reservoirs de stockage, en cas de disaccord entre ces derniers et 
les requerants. 

Les demandes de permis de forage de puits dans une zone designee de 
stockage de gaz doivent etre soumises a l'examen de la Commission par le 
ministre des Richesses naturelles, au nom duquel les permis sont delivres. Si 
le requerant est egalement l'exploitant autorise de la zone de stockage, la 
Commission peut traiter la demande comme elle l'entend avant de faire 
rapport au ministre. Toutefois, si le requerant n'est pas l'exploitant autorise, 
la Commission doit tenir une audience publique. 

Les compagnies qui desirent stocker sous pression des fluides dans une 
formation geologique doivent aussi obtenir un permis aupres du ministere 
des Richesses naturelles. Si le puits d'injection est situe a moins de 1,6 
kilometre d'une zone designee pour le stockage du gaz, le ministre doit 
demander a la Commission d'etudier la question et de presenter un rapport 
a ce sujet, conformement a la Loi sur les richesses petrolieres. 

La Commission reglemente l'association de divers interets qui s'unissent 
pour forer ou exploiter des puits de gaz et de petrole dans un secteur uni- 
taire, un champ ou un gisement. Elle reglemente aussi la nomination des 
membres de la direction et la repartition des couts et avantages associes a ces 
activites de forage et d'exploitation. 



11 



Autres questions 

Les compagnies de gaz naturel doivent utiliser le systeme de comptabilite 
uniforme etabli par la Commission et ne peuvent s'en ecarter sans son 
autorisation prealable. La Commission poursuit son travail de mise a jour du 
reglement prescrivant la classification des methodes de comptabilite. II s'agit 
de la premiere refonte de ce document depuis l'adoption de la Loi sur la 
Commission de I'energie de {'Ontario, en 1966. 

Les compagnies de gaz naturel communiquent regulierement a la Com- 
mission des donnees sur leurs operations et leurs resultats financiers. 
Lorsque les recettes d'une compagnie sont trop faibles ou trop elevees par 
rapport au taux de rendement permis, le directeur de la Commission charge 
des enquetes en matiere d'energie peut mener une enquete speciale avec le 
concours de son personnel. La Commission peut, de sa propre initiative, 
exiger d'une compagnie qu'elle comparaisse devant elle pour lui fournir des 
explications sur ses recettes; elle peut egalement, le cas echeant, proceder a 
une revision des tarifs. 

La nature des entreprises de services publics evolue au rythme des 
conditions economiques et sociales. II convient done que la Commission 
procede a un examen permanent des lois qui touchent ces entreprises et, au 
besoin, qu'elle propose des modifications. 

Suite a des discussions avec les entreprises de services publics et d'autres 
parties et en collaboration avec celles-ci, la Commission a instaure de 
nouveaux processus destines a ameliorer l'efficacite des audiences publiques. 
La Commission a notamment instaure, a titre experimental, un processus de 
revision des tarifs pour une periode de deux ans, a mis en place des mecanis- 
mes de reglement negocie des conflits et a normalise les depots de dossiers 
de demande. La Commission a en outre consulte les parties qui participent a 
la planification integree des ressources des compagnies de gaz afin de cerner 
les problemes a resoudre. La Commission va s'efforcer de sollicker une plus 
grande participation du public afin d'accroitre l'efficacite de ses audiences 
publiques. 




Ena Petersen-Trajkov et Carolyn Martin 

sont deux des membres du personnel 

de soutien. 



12 



STRUCTURE 



ORGANIGRAMME AU 31 MARS 1992 
Commission de l'energie de l'Ontario 



CHEF PRINCIPAL 
DE PRO|ETS 
(poste vacant) 

COORDONNATEURS 

DE PROIETS 

MA Roberts 

A.L Drago 

D.B. Matthews 

COORDONNATRICE 

ADIOINTE DE PRO|ETS 

C. Larouche 



DIRECTRICE- 

OPERATIONS 

TECHNIQUES 

E.A. Mills 



CHEF PRINCIPAL 
DE PROIETS 
A.E Powell 

CHEF DE PROIETS 
(ingeniene) 
C.J. Mackie 

CHEF DE PROIETS 

(environnement) 

N | McKay 

COORDONNATEUR 
DE PROIETS 
T.H. Crawley 

ANALYSTS DE LA 
RECHERCHE 
AM Luciani 

(poste a contrat) 



PRESIDENTE 
M.C Rounding 



VICE-PRESIDENT 
OJ. Cook 



SECRETAIRE DE LA 
PRESIDENTE 
I.E. Byrnes 



CHEF PRINCIPAL 
DE PROIETS 
C.| Chaplin 

COORDONNATEURS 
DE PROIETS 
W.A. Tsotsos 
V. Todorovski 

COORDONNATEUR 

ADIOINT DE PROIETS 

B.L. Hewson 



SECRETAIRE DE LA 
COMMISSION 
S.A.C. Thomas 

SECRETAIRE AD|OINT 

DE LA COMMISSION 

P.H O'Dell 

AD|OINT- AUDIENCES 
(poste vacant) 

PREPOSEE AUX 
DOSSIERS 
C.A. Parkes 



Tro 



MEMBRES DELA 
COMMISSION 
C A. Wolf |r. 
CW Darling 
P.W. Chappie 
| C Allan 
R.R. Perdue 
postes vacanl 



CONSEILLER 

TECHNIQUE PRINCIPAL 

P. Vlahos 

CONSEILLER 

TECHNIQUE 

R. Pugh 



Au cours de I'exercice 1991-1992, la Commission a fonctionne avec 
un effectif approuve de 47 personnes. 



AVOCATE DE LA 

COMMISSION 

| Lea 

PROCUREURE DE LA 

COMMISSION 

|. Daly 



DIRECTEURS AD|OINTS 

DES ENQUETES EN 

MATIERE D'ENERGIE 

AM Parekh 

W. Teper 



DIRECTEUR DES 

ENQUETES EN MATIERE 

D'ENERCIE/DIRECTEUR 

DES FINANCES ET DE 

L'ADMINISTRATION 

R.A Cappadocia 



CHEF DES FINANCES ET 
DE L'ADMINISTRATION 
A.F. Meddows-Taylor 



ADIOINTE AUX 
FINANCES 



COMMIS AUX FINANCES 

ET A L'ADMINISTRATION 

D R less 



CHEF DE BUREAU 
P. A. Drennen 

SERVICES DE SOUTIEN 

Secretaires 

M.E. Connor 

K A. |ohn 

C. Martin 

E. Petersen-Tra|kov 

CW. Wong 

N E Woodall 

Bibliothecaire 
L.F. Buccilli 

Receptionniste 
F Lafond 



CROUPE DES 
SYSTEMES 

ANALYSTS 

FONCTIONNEL 

PRINCIPAL 

CB. Mathis 

ANALYSTE 
FONCTIONNELLE 
G Mayer-Powell 



Structure financiere et administrative 

La Commission de l'energie de l'Ontario est un organisme de reglementa- 
tion relevant de l'annexe I. Cela signifie que son financement est assure a 
partir du Tresor et qu'elle tombe sous le coup de toutes les politiques 
administratives etablies par le gouvernement de l'Ontario par le biais du 
Conseil de gestion du gouvernement. La Commission presente son budget a 
son ministere de tutelle, le ministere de 1'Energie, aux fins d'integration avec 
le budget etabli par le ministere, et c'est sous cette derniere forme qu'il est 
soumis a l'approbation du Conseil de gestion du gouvernement, puis de 
l'Assemblee legislative. On trouvera ci-apres la description chiffree de la 
situation financiere de la Commission pour son exercice se terminant le 31 
mars 1992. 



13 



La Loi sur la Commission de I'energie de VOntario autorise la Commission a 
recouvrer une partie de ses frais aupres des entreprises de services publics qui 
participent a ses audiences et autres activites connexes. Apres la tenue d'une 
audience, la Commission remet a l'entreprise de services publics en cause 
une ordonnance de couts qui represente une partie des frais engages par la 
Commission et, si cette derniere en decide ainsi, les frais engages par les 
intervenants. Le montant a payer a la Commission comprend les depenses 
directes et les debours associes a une audience precise, ainsi qu'une portion 
des frais fixes de la Commission, dont les frais generaux et les traitements de 
son personnel. 

Pour l'exercice 1991-1992, le budget de fonctionnement de la Commis- 
sion etait de 6,1 millions de dollars. De ce montant, 85 pour 100 seront 
recuperes en temps utile par l'entremise des ordonnances de couts remises 
aux entreprises. 



Commission de I'energie de I'Ontario 

Credit/Poste 1404-1 

Budget des depenses 1991-1992 selon les categories $ 

Traitements et salaires 2 698 500 

Avantages sociaux 51 9 400 

Transports et communications 284 400 

Services 2 249 200 

Fournitures et materiel 392 1 00 

Total affecte a la Commission de I'energie de I'Ontario 6 143 600 



Ventilation des depenses pour 1991-1992 



Budget des depenses 1 991 -1 992 6 1 43 600 

Moins depenses pour 1 991 -1 992 4 671 219 

Solde 1 472 381 

Moins compensations recues du Conseil du Tresor 19 700 

Solde rajuste 1 452 681 




Shamin Lila, adjointe aux finances, 
verifie des factures. 



14 



AUDIENCES PUBLIQUES 



Les audiences publiques sont l'un des principaux mecanismes qui permet- 
tent a la Commission de s'acquitter de son mandat. Les audiences publiques 
donnent egalement la possibility de se faire entendre aux groupes et particu- 
liers qui peuvent etre touches par les decisions et rapports de la Commis- 
sion. La participation du public permet a la Commission de s'assurer que ses 
decisions sont justes et qu'elles tiennent compte des divers points de vue et 
interets. L'audience est un processus en douze etapes. 

1 Debut 

Le processus est mis en branle : 

• sur reception d'une demande; 

• sur reception d'une demande de renvoi adressee par le lieutenant- 
gouverneur en conseil, le ministre de l'Energie ou le ministre des Richesses 
naturelles; ou 

• lorsque la Commission decide d'etudier une question relevant de 
sa competence. 

2 Avis de presentation d'une demande 

Les requerants doivent remettre a toutes les parties concernees et a tous les 
groupes publics interesses l'avis de la Commission se rapportant a leur 
demande. Si la Commission decide de tenir une audience de sa propre 
initiative, c'est elle qui transmet l'avis a qui de droit. Lorsque l'audience 
porte sur une modification de tarif importante, la compagnie de gaz naturel 
fait d'ordinaire publier le texte de son avis de presentation de demande dans 
les quotidiens de la region touchee. 

Lorsqu'une demande touche les habitants de certaines regions designees 
par le gouvernement, tous les avis doivent egalement paraitre en francais 
dans des quotidiens de langue francaise. Si aucun quotidien de langue 
francaise n'est publie dans la region, l'avis doit paraitre dans un hebdoma- 
daire de langue francaise. 

3 Interventions 

Les groupes et les personnes qui desirent participer a une audience - les 
intervenants - doivent deposer un avis d'intervention decrivant les raisons 
pour lesquelles ils desirent etre presents. 

Avant 1989, les participants pouvaient demander le remboursement de 
leurs frais de participation a l'issue de l'audience. La Loi sur le projet d'aide 
financiere aux intervenants, qui est entree en vigueur le l er avril 1989, permet 
aux intervenants de demander une indemnisation avant la tenue de 
l'audience. Un comite de financement constitue par la Commission decide 
si les requerants sont admissibles a cette aide et, le cas echeant, fixe le 
montant qui leur sera verse. Les participants peuvent continuer a demander 
le remboursement de leurs frais a la cloture de l'audience, comme par le 
passe. 

4 Avis d 'audience 

Lorsque la Commission a determine la nature et la portee de l'audience, elle 
demande au requerant d'aviser toutes les parties concernees de l'heure et du 
lieu ou elle se deroulera. 



15 



5 Documentation preparatoire 

Afin de permettre a toutes les parties d'etudier la documentation relative a la 
demande, le requerant doit remettre les documents a l'appui de sa demande 
de deux a trois mois avant le debut de l'audience. Le personnel de la Com- 
mission et les intervenants peuvent egalement demander a l'entreprise de 
services publics de repondre a des questions par ecrit avant la tenue de 
l'audience. lis peuvent aussi presenter leurs propres arguments pour etayer 
leur position lors de l'audience. 

Lorsque la demande porte sur la construction de pipelines, elle est 
d'abord etudiee par le Comite ontarien de coordination des pipelines. Par 
consequent, les documents preparatories doivent indiquer le trace choisi et 
etre accompagnes d'etudes portant sur les repercussions environnementales 
prevues. 

6 Ordonnances de procedure 

La Commission peut emettre des ordonnances de procedure se rapportant 
expressement a l'affaire a l'etude. Entre autres, ces ordonnances peuvent 
fixer la date de l'audience ou prevoir la date limite avant laquelle certaines 
formalites doivent etre accomplies, telles que le depot de preuves 
justificatives, l'envoi de questionnaires et la communication des resultats de 
ces questionnaires. L'ordonnance de procedure peut egalement prevoir une 
liste des questions a aborder lors de l'audience. 

7 Reglement negocie des conflits 

Au cours de l'exercice, les parties organisent des reunions prealables aux 
audiences publiques ou des conferences techniques afin de dresser des listes 
de questions a debattre et de negocier les solutions proposees pour regler les 
problemes. Ces propositions sont soumises a la Commission avant les 
depositions verbales. Dans ses conclusions sur les questions en jeu, la 
Commission evalue les « solutions » proposees ainsi que les pieces a l'appui 
de celles-ci. 

8 Journee des questions I iminaires et de procedure 

Avant le debut de l'audience, les representants de la Commission peuvent 
entendre des depositions au sujet des questions de procedure, de la liste des 
questions a debattre, d'une proposition de reglement ou de la demarche qui 
sera suivie pendant l'audience. 

9 Audience 

La Commission s'assure que les preuves presentees sont suffisantes, qu'elles 
ont ete verifiees et qu'elles sont versees au dossier, de facon a rendre sa 
decision en connaissance de cause. C'est le requerant qui presente d'abord 
son argumentation, en produisant des preuves ecrites et en faisant compa- 
raitre des temoins. Les intervenants et l'avocat de la Commission interro- 
gent ensuite les temoins et peuvent eux aussi faire entendre leurs propres 
temoins. Ces derniers peuvent etre contre-interroges par le requerant et par 
les autres intervenants. Lorsque toutes les preuves ont ete presentees, chaque 
partie peut recapituler les faits dans une plaidoirie ecrite ou verbale, selon les 
directives de la Commission. 

Les preuves deposees par anticipation, les plaidoiries et les transcriptions 
des deliberations qui ont eu lieu a l'audience sont tenues a la disposition du 
public au bureau de la Commission, a Toronto. 



16 



10 Decisions et rapports de la Commission 

Selon que l'audience resulte d'un renvoi, d'une demande ou d'un avis de la 
Commission, cette derniere doit presenter un resume de ses deliberations 
dans un document intitule « Rapport », ou « Decision et motifs ». Ce 
document porte sur les questions soulevees lors de l'audience et enonce les 
recommandations et les conclusions de la Commission, avec raisons a 
l'appui. Sa publication peut exiger plusieurs semaines ou meme plusieurs 
mois, selon la complexite de l'affaire en cause. On peut se procurer des 
exemplaires de ce document, contre paiement d'une somme modique, a la 
librairie du gouvernement de l'Ontario, 800, rue Bay, a Toronto. La Com- 
mission en remet des exemplaires aux personnes ayant participe a 
l'audience. 

Dans la plupart des affaires etudiees a la demande du lieutenant- 
gouverneur en conseil, du ministre de l'Energie ou du ministre des Richesses 
naturelles, les parties concernees ne sont pas tenues de se conformer aux 
recommandations de la Commission. Le ministre concerne ou le lieutenant- 
gouverneur en conseil decide s'il doit ou non y donner suite. Toutefois, 
lorsqu'il s'agit d'un renvoi de la part du ministre des Richesses naturelles au 
sujet d'un permis de forage, le ministre doit se conformer aux recommanda- 
tions de la Commission. 

1 1 Ordon nance de la Commission 

Une ordonnance de la Commission est un document juridique sommant les 
parties citees de mettre a execution la decision de la Commission. Elle a 
force executoire. 

12 Revision et appel 

On peut interjeter appel d'une decision ou d'une ordonnance de la Com- 
mission comme suit : 

• en demandant a la Commission d'annuler ou de modifier son ordon- 
nance; 

• en adressant une petition au lieutenant-gouverneur en conseil; 

• en interjetant appel de l'ordonnance de la Commission devant la Cour 
divisionnaire sur une question de droit ou de competence juridique; 

• en demandant a la Cour divisionnaire de proceder a une revision judiciaire 
de la decision de la Commission. 



Creusement de la tranchee 

du tron^on sud du pipeline 

de Consumers Gas a Mississauga. 




17 



RECAPITULATION DES 



Tous les cas traites suite a des demandes ou a des renvois ou a l'initiative de 
la Commission durant l'exercice se terminant le 31 mars 1992 figurent ci- 
apres. Figurent egalement dans ces tableaux des cas traites dans le courant 
de l'exercice 1992 bien que datant d'annees anterieures. 



Type de cas N° de dossier 



Requerant 



Objet 



Demandes d( 


; revision 


EBRO 


392 


EBRO 


461 


EBRO 


466 


EBRO 


467 


EBRO 


471 


EBRO 


473 


EBRO 


474 


EBRO 


475* 


EBRO 


476-01 


EBRO 


476* 


EBRO 


477* 


EBRO 


478* 


EBRO 


479* 



des tarifs de transport/distribution de gaz naturel 



Wellandport Gas 

Algoma Steel 

Tecumseh 

Centra 

Produits forestiers Canadien 

Pacifique Ltee 

Consumers Gas 

Centra 

Domtar Inc. 

Union 

Union 

Cardinal Power 

Union 

Consumers Gas 



Tarifs pour l'exercice 1 992 
Tarifs speciaux - Centra 
Tarifs pour l'exercice 1991 
Tarifs pour l'exercice 1991 

Tarifs speciaux - Centra 

Tarifs pour l'exercice 1 992 

Tarifs pour l'exercice 1 992 

Tarifs speciaux - Centra 

Tarifs provisoires - exercice 1 993 

Tarifs pour les exercices 1 993 et 1 994 

Tarifs speciaux - Centra 

Tarif de stockage reservoir bloc « A » de Dow-Sarnia 

Tarifs pour l'exercice 1993 



Renvoi de la part du ministre de I'Energie au sujet d'Ontario Hydro 

HR 20 Ontario Hydro Tarifs de vente en gros d'electricite - exercice 1 992 



Audience generale 

EBO 1 69 



Proposition de la Commission Planification integree des ressources en gaz 



Construction de pipelines et expropriations 



EBLO 


231 


EBLO 


238 


EBLO 


239 


EBLO 


240 


EBLO 


241 


EBLO 


242 


EBLO 


243 



Consumers Gas 
Consumers Gas 
Union 
Union 

Consumers Gas 
Cardinal Power 
Union 



Ville de Deep River 

Raccordement sud - Mississauga 

Reservoir de stockage bloc « A » de Dow-Sarnia 

Agrandissement des installations de Trafalgar en 1992 

Pipeline de renforcement Metro West 

Village de Cardinal 

Reservoir de stockage Edys Mills 



Nouvelles concessions et certificats d'interet public et de necessite 



EBA591 /EBC 193 
EBA 592 / EBC 1 94 
EBA595/EBC 195 
EBA 627 /EBC 198* 
EBA 628 /EBC 199* 



Consumers Gas 
Consumers Gas 
Consumers Gas 
Cardinal Power 
Centra 



Canton de Rolph, Buchanan, Wylie et McKay 
Ville de Deep River 
Village de Lakefield 
Village de Cardinal 
Canton de Beardmore 



Renouvellement des accords de concession 

EBA 607 Union 

EBA 608 Union 

EBA 609 Union 

EBA 610 Union 

EBA 61 1 Union 



Canton de Glanbrook 

Municipality regionale de Haldimand Norfolk 

Ville de Haldimand 

Canton de Norfolk 

Canton de Woolwich 



*Cas en suspens au 31 mars 1992 



18 



Type de cas N° de dossier 



Requerant 



Objet 



Renouvellement des accords de concession 



EBA 
EBA 
EBA 
EBA 
EBA 
EBA 
EBA 
EBA 
EBA 
EBA 
EBA 
EBA 
EBA 
EBA 
EBA 



612 
613 
614 
615 
616 
617 
618 
619 
620 
621 
622 
623 
624 
625 
626 



Union 
Union 
Union 
Union 
Union 
Union 
Union 
Centra 
Centra 
Union 
Union 
Union 
Centra 
Union 
Union 



Canton de Delhi 

Ville de Dunnville 

Ville de Brantford 

Ville de Nanticoke 

Ville de Simcoe 

Ville d'Ancaster 

Ville de Stoney Creek 

Canton de Glackmeyer 

Canton de Coleman 

Ville de Harrow 

Canton de Colchester North 

Canton de Colchester South 

Canton de Dymond 

Canton de South West Oxford 

Canton d'Enniskillen 



Autres rapports 

EBO 1 71 



EBO 

EBO 
EBO 



172 

173* 
174* 



Consumers Gas Acquisition d'actions d'lmperial Oil dans Tecumseh et 

d'autres actifs connexes 
Union Designation du reservoir de stockage de Dow-Sarnia 

autorisations 
Consumers Gas Fusion de Tecumseh et de Consumers Gas 

Union Reservoir d'Edys Mills - designation et automation 



Rapport au ministre des Richesses naturelles sur les permis de forage de puits 

EBRM 101 Union Reservoir de stockage bloc « A » Dow-Sarnia 

EBRM 103* Union Reservoir d'Edys Mills 



Exemptions relatives a des pipelines 

PL 78* Consumers Gas 



Ligne Oshawa-Pickering 



Ordonnances de comptabilite uniforme 

UA 87 Centra 



UA 



88 



Centra 



Ouverture d'un compte de report - Comptes de la societe 

Algoma Steel 

Revision de la regie de I'installation minimale 



Autorisations pour les activites en cours 

Union 



EBRLG 
EBRLG 



28-B 
28-C* 



Union 



EBRLG 


34-02 


Centra 


EBRLG 


35-05 


Consumers Gas 


EBRLG 


35-06 


Consumers Gas 


EBRLG 


35-07 


Consumers Gas 


EBRLG 


35-08* 


Consumers Gas 


EBRLG 


35-09* 


Consumers Gas 



Transfert de la dette fiscale (partie VI. 1 , demande de 1 991 ) 

Union Energy Inc. 

Transfert de la dette fiscale (partie VI. 1, demande de 1992) 

Union Energy Inc. 

Pret a une societe controlee par le personnel 

Acquisition des actions de Tecumseh et d'actifs connexes 

detenus par Imperial Oil 

Transaction avec societe affiliee - proposition d'assurance 

tous risques - British Gas Insurance Company Limited 

Transaction avec societe affiliee - Rose Technology Limited 

Transaction avec societe affiliee - services de gestion 

Transaction avec societe affiliee - Telesis Oil & Gas 



*Cas en suspens au 31 mars 1992 

Le rapport qui suit resume les activites les plus importantes de la Commission du 1 er avril 1991 au 31 mars 1992. 



19 



DEMANDES RELATIVES AUX TAR1FS DU GAZ NATUREL 

Wellandport Gas Company Limited 

Detnande relative aux tarifs principaux - exercice 1992 EBRO 392 
Depuis sa premiere demande le 18 novembre 1982, les tarifs de Wellandport 
Gas Company Limited (Wellandport) ont chaque annee ete approuves a titre 
provisoire par la Commission, sans tenir d'audience. La derniere approba- 
tion de cette sorte a ete donnee en vertu de l'ordonnance provisoire 
EBRO 392-9 du 28 mars 1991, qui avait pour objet de reconduire les tarifs 
alors en vigueur jusqu'au 31 mars 1992. 

Le 23 septembre 1991, Wellandport a depose aupres de la Commission 
une demande d'approbation finale de ses tarifs de vente de gaz. Dans sa 
demande, Wellandport reclamait la conclusion finale de la premiere de- 
mande et remission par la Commission d'une ordonnance confirmant les 
tarifs fixes jusqu'a ce jour a titre provisoire. Wellandport, qui ne formulait 
pas de demande de majoration, a en consequence prie la Commission de 
renoncer a la determination de son assiette des tarifs. La Commission a 
entendu la demande en question le 18 decembre 1991, a Toronto. Le 
31 decembre 1991, la Commission a estime qu'il n'y avait aucun besoin de 
reviser les tarifs provisoires pratiques par Wellandport. 

Wellandport est une societe privee dont le siege se situe a Dunnville 
(Ontario) et dont l'activite consiste a produire, a transporter, a distribuer et a 
vendre du gaz naturel a environ 157 clients. Du fait que Wellandport 
fournit beaucoup moins de trois millions de metres cubes par an, cette 
compagnie n'est plus soumise aux dispositions de l'article 19 de la Loi sur la 
Commission de I'energie de I'Ontario. 




Les conseillers techniques 
Randy Pugh et Paul Vlahos. 



Algoma Steel Corporation 

Demande relative aux tarifs speciaux - Centra EBRO 461 
Le 4 mai 1990, Algoma Steel Corporation a depose aupres de la Commission 
de I'energie de I'Ontario une demande de tarif concurrentiel d'evitement qui 
serait facture par Centra a Algoma pour ses services de transport et de 
livraison de gaz. Algoma a formule une demande de tarif de 2,27 $ les 
1 000 m 3 pour une periode de cinq ans a compter du l er juin 1989. 

La Commission a tenu une audience conjointe sur la demande d'Algoma 
et sur celle de Centra concernant ses tarifs principaux pour l'exercice 1991. 
La partie de l'audience consacree a la demande d'Algoma, ouverte le 29 
Janvier 1990, a dure deux jours. Dans sa decision, la Commission n'a pas 
considere Algoma comme un candidat credible a l'evitement. Cette credibi- 
lite a ete evaluee notamment en fonction de la capacite financiere d'Algoma 
d'assumer la construction de son propre pipeline et en fonction de sa 
capacite d'obtenir de TSPL un approvisionnement suffisant en gaz. 

La Commission a cependant estime qu' Algoma Steel Corporation 
pouvait deposer une demande de reouverture d'audience si elle avait de 
nouvelles pieces a presenter a l'appui de ses rapports financiers et de ses 
arrangements avec TCPL a tout moment de l'annee 1991. 

Le 2 Janvier 1992, Algoma Steel Corporation a depose une demande a cet 
effet. A la fin de l'exercice, la compagnie n'avait pas depose de nouvelles 
pieces a l'appui de sa demande de reouverture d'audience. 



Tecumseh 

Demande relative aux tarifs principaux - exercice 1991 EBRO 466 
Le l er fevrier 1990, Tecumseh a depose aupres de la Commission une 
demande de majoration tarifaire pour son exercice se terminant le 31 mars 
1991. 



20 



Dans sa decision, rendue le 23 mai 1991, la Commission a reduit 
l'assiette des tarifs de 3,675 millions de dollars et a approuve un taux de 
rendement des actions ordinaires de 12,75 pour 100 pour un ratio 
d'endettement de 33,72 pour 100. Cette reduction de l'assiette des tarifs est 
imputable aux pertes d'exploitation du gaz non comptabilisees a la fin de 
I'exercice 1990, au cout de remplacement du gaz au cours des annees 
precedentes et au rejet du plan d'amortissement propose. La Commission a 
ordonne que tous les redressements de l'assiette des tarifs soient effectues au 
cours de I'exercice 1991 et en a interdit le recouvrement par le biais des 
tarifs. En ce qui concerne les pertes futures estimees, la Commission a 
approuve la marge de 0,912 pour 100 du chiffre d'affaires annuel ou de 
1,676 million de dollars proposee par Tecumseh pour compenser les pertes 
non comptabilisees d'exploitation du gaz. 




Bill Tsotsos et David Mattews, 

deux membres du personnel technique, 

etudient une demande. 



Centra 

Demande relative aux tarifs principaux - exercice 1991 EBRO 467 
Comme le mentionnait le rapport 1990-1991, Centra a depose aupres de la 
Commission, le 3 aout 1990, une demande de majoration tarifaire pour son 
exercice de 1991. La Commission a entendu les parties en novembre et 
decembre 1990 et en Janvier 1991. 

Dans sa decision du 22 mai 1991, la Commission a approuve une assiette 
des tarifs de 486 millions de dollars pour I'exercice se terminant le 31 de- 
cembre 1991, un taux de rendement des actions ordinaires de 13,75 pour 
100 et un taux de rendement global sur l'assiette des tarifs de 12,19 pour 
100. De plus, la Commission a approuve les repercussions sur les couts du 
gaz de l'accord intervenu entre Centra and Western Gas Marketing Limited 
(WGML), etablissant les prix pour les trois annees a venir a 2,10 $, 2,20 $ et 
2,30 $ le gigajoule respectivement. La Commission a toutefois estime qu'elle 
ne pouvait, a ce momnent-ci, autoriser les augmentations proposees des 
couts de foumiture de gaz figurant dans l'echelle tarifaire de cette compa- 
gnie pour la deuxieme et la troisieme annee de l'accord. La Commission a 
par ailleurs juge appropriee la periode de cinq ans proposee pour 
l'elimination progressive des differences entre les tarifs de la region de Fort 
Frances et ceux du reste du reseau de Centra. 



Sommaire des donnees financieres 

Exercice 1991 



Demande Autorise 




en millions de dollars 


Assiette des tarifs 


486 486 


Recettes de la compagnie 


56 55 


Insuffisance de recettes brutes 


10 6 




en pourcentage 


Taux de rendement indique 


11,59 11,47 


Taux de rendement necessaire 


12,80 12,19 


Ratio d'endettement 


36,00 36,00 


Taux de rendement des actions 




ordinaires 


15,00 13,75 



21 



Produits f orestiers Canadien Pacifique Ltee 

Demande relative aux tarifs speciaux - Centra EBRO 471 
Le 21 septembre 1990, Produits forestiers Canadien Pacifique Ltee, un des 
clients de Centra, a depose aupres de la Commission une demande 
d'approbation de tarif concurrentiel d'evitement pour son usine de pate a 
papier de Dryden (Ontario). L'audience a debute le 4 juin 1991. 

Dans sa decision du 27 avril 1991, la Commission a enumere les princi- 
pes sur lesquels elle s'appuie pour evaluer une demande de ce type et a 
examine les arguments de Produits forestiers Canadien Pacifique Ltee a la 
lumiere de ces principes. La Commission a considere que l'approbation 
eventuelle de ce tarif d'evitement impliquait un changement de la structure 
des couts qui nuirait a l'interet general et qu'elle se devait de justifier une 
telle approbation en tenant compte d'autres facteurs que les interets legiti- 
mes mais limites du seul requerant. En l'absence d'arguments majeurs a 
l'effet que l'approbation du tarif d'evitement servait l'interet general, la 
Commission a rejete la demande. 

Consumers Gas 

Demande relative aux tarifs principaux - exercice 1992 EBRO 473 
Le 29 juin 1991, Consumers Gas a depose aupres de la Commission une 
demande de majoration tarifaire pour son exercice 1992 tablant sur une 
insuffisance de recettes de 22,5 millions de dollars. L'insuffisance de recettes 
estimee a ensuite ete portee a 32,6 millions de dollars en fonction de 
demandes d'assiette des tarifs de 1 884,7 millions de dollars, d'un taux de 
rendement des actions ordinaires de 14 pour 100 et d'un ratio 
d'endettement de 35 pour 100. 

L'audience a dure 18 jours, du 15 octobre au 7 novembre 1991. Outre 
d'autres considerations de besoins de revenus, la Commission a entendu des 
preuves relatives au prix du gaz renegocie a 1,91 dollar le giga joule pour 
l'approvisionnement de WGML pendant l'annee contractuelle commencant 
le l er novembre 1991. D'autres preuves ont ete entendues relativement a la 
meilleure utilisation de la technologie informatique faite par Consumers Gas 
dans le cadre de ses activites. Dans sa decision du 14 fevrier 1992, la Com- 
mission a approuve une assiette des tarifs de 1 842,4 millions de dollars, un 
taux de rendement des actions ordinaires de 13,125 pour 100, un taux de 
rendement global du capital de 1 1,58 pour 100 et une insuffisance de 
recettes de 7,8 millions de dollars. Le 17 mars 1992, la Commission a assorti 
sa decision d'un addendum afin que la modification de l'imposition des 
revenus de Consumers Gas soit prise en compte. L'insuffisance de recettes de 
la compagnie a atteint 8,5 millions de dollars suite a ce redressement fiscal. 



22 



Sommaire des donnees financieres 

Exercice 1 992 



Demande 



Autorise 



Assiette des tarifs 
Recettes de la compagnie 
Insuffisance de recettes brutes 



en million de dollars 
1 844,7 1 842,4 

201,5 208,5 

32,6 8,5 







en pourcentage 




Taux de rendement indique 


10,92 




11,34 


Taux de rendement necessaire 


11,92 




11,58 


Ratio d'endettement 


35,00 




35,00 


Taux de rendement des actions 








ordinaires 


14,00 




13,125 



Centra 

Demande relative aux tarifs principaux - exercice 1992 EBRO 474 
Le 5 juillet 1991, Centra a depose aupres de la Commission une demande de 
majoration tarifaire pour l'exercice commencant le l er Janvier 1992, calculee 
en fonction d'une insuffisance de recettes de 32,5 millions de dollars. Centra 
a egalement demande a la Commission d'approuver ses nouveaux tarifs, a 
partir du l er novembre 1991, de maniere a tenir compte des repercussions 
sur les couts du gaz de la seconde et de la troisieme annee de l'accord conclu 
en 1990 avec WGML, lequel avait ete approuve par la Commission dans 
EBRO 467. 

Apres la premiere deposition, Centra a negocie un prix de 1,98 $ le 
gigajoule pour la deuxieme annee de l'accord conclu avec WGML et a 
modifie son dossier de maniere a tenir compte du prix moins eleve du gaz 
de meme que d'autres changements survenus dans la structure de son 
capital et dans son taux de rendement. L'insuffisance de recettes a ainsi ete 
etablie a 19,9 millions de dollars pour un taux de rendement des actions 
ordinaires de 14,5 pour 100 et un ratio d'endettement de 38 pour 100, ce 
qui donne un taux de rendement global de 12,38 pour 100, qui a ete 
applique a l'assiette des tarifs proposee de 512 millions de dollars. 

L'audition des preuves a commence le 28 octobre 1991 et s'est terminee 
apres vingt jours, le 25 novembre 1991. Outre le personnel de la Commis- 
sion, quatorze intervenants ont ete entendus au cours de ces audiences. La 
ville de Fort Frances a fait valoir que l'introduction progressive des nou- 
veaux tarifs couterait cher dans la conjoncture economique actuelle et que 
la distinction faite entre les installations de transport et de distribution 
situees dans la ville n'etait pas pertinente. D'autres parties ont conteste le 
redressement du prix du gaz, l'augmentation du ratio d'endettement et 
l'affectation proposee de 2,8 millions de dollars au compte de report 
d'Algoma. 

A l'issue de l'exercice 1991, la Commission n'avait pas encore rendu sa 
decision. 



23 



Les ouvriers de Centra prolongent 
une conduite de derivation 
du pipeline transcanadien 
dans la region de Sudbury. 




Union 

Demande relative aux tarifs provisoires - 1993 EBRO 476-01 
Demande relative aux tarifs prindpaux - 1993 et 1994 EBRO 476 
Dans le cadre de sa demande du 5 septembre 1991, Union envisageait une 
audience commune pour les exercices 1993 et 1994 devant permettre de 
fixer des tarifs justes et raisonnables pour la vente, la distribution, le trans- 
port et le stockage de gaz. Les pieces fournies prealablement, qui ne concer- 
naient que l'exercice de 1993, prevoyaient un taux de rendement des 
actions ordinaires de 14,5 pour 100 et une insuffisance de recettes de 12,9 
millions de dollars. Dans l'attente de la decision finale relativement a cette 
demande, Union a reclame : des tarifs provisoires, 1 'approbation du cout 
moyen pondere du gaz devant etre integre aux tarifs de l'exercice 1993 
commencant le l er avril 1992, l'affectation des soldes de comptes de report 
et le maintien de certains comptes de report. 

Le reglement negocie des conflits a ete inaugure a l'occasion de cette 
demande. Les parties ont tenu des reunions prealables aux audiences pour 
dresser la liste des questions a debattre et « negocier » les propositions de 
reglement. 

Ces questions ont ete definies au cours de la journee consacree a l'expose 
des problemes, le 28 novembre 1991. Les parties ont convenu de maintenir 
le taux de rendement des actions ordinaires a 13,5 pour 100, niveau deter- 
mine par la Commission dans EBRO 470, et le cas echeant de redresser ce 
taux en fonction du taux de rendement des actions ordinaires accorde par la 
Commission a Consumers Gas dans EBRO 473. Aucun redressement n'a en 
fait ete necessaire et l'insuffisance provisoire de recettes a par la suite ete 
reduite a 4,2 millions de dollars. 

Le 16 Janvier 1992, les parties se sont rencontrees pour essayer de 
s'accorder sur les questions definies au cours de la journee consacree a 
l'expose des problemes. Elles se sont entendues sur les projets de budgets 
d'investissement et de construction d'installations, sur les previsions de 



24 



production, sur le cout de la dette et celui du gaz, mais n'ont pu en venir a 
un consensus sur les frais d'exploitation et d'entretien. Aucun des problemes 
de repartition des couts ou de conception tarifaire n'a pu etre regie. Les 
parties ont toutefois convenu de reporter un certain nombre de questions a 
l'audience sur les tarifs principaux de 1994. Un accord formel a ete soumis a 
la Commission le 21 Janvier 1992, jour des formalites. Union a modifie les 
pieces fournies prealablement en fonction des ententes conclues. Ceci a 
permis de reduire a nouveau l'insuffisance de recettes de 10,9 millions de 
dollars et de produire un surplus de recettes de 6,7 millions de dollars. Les 
pieces ont de nouveau ete mises a jour par Union afin de tenir compte de sa 
proposition finale concernant les frais d'exploitation et d'entretien. Le 
surplus de recettes indique pour l'exercice 1993 a ete de 8,9 millions de 
dollars. 

L'audience a debute le 29 Janvier 1992 et s'est poursuivie pendant trois 
jours. L'argumentation finale ainsi que la reponse ont ete entendus le 7 
fevrier 1992. 

La decision, rendue le 10 mars 1992, stipulait que les tarifs devaient 
entrer en vigueur le l er avril 1992, que le prix de l'approvisionnement en gaz 
devait etre fixe al01,817$lesl 000 metres cubes et que tous les soldes de 
comptes de report accumules au 31 mars 1992 devaient etre elimines grace a 
un credit unique proportionnel a la consommation reelle des clients au 
cours de l'exercice 1992. 

La Commission a accepte les pieces mises a jour portant sur l'importance 
du surplus de recettes de 8,9 millions de dollars et sur l'affectation proposee 
aux classes de tarifs. La Commission a toutefois estime qu'une augmenta- 
tion additionnelle de 2,5 millions de dollars du surplus de recettes etait 
necessaire puisque les frais d'exploitation et d'entretien etaient encore trop 
eleves, malgre les documents mis a jour presentes par Union. La Commission 
a decide que la totalite du credit de 2,5 millions de dollars serait attribuee 
aux consommateurs residentiels et a ceux des secteurs commercial et 
industriel qui ne s'approvisionnent pas sur une base contractuelle afin de 
compenser la perte de 2,4 millions de dollars due a la methodologie 
d'attribution d' Union. 

La Commission prevoit entendre la demande relative aux tarifs princi- 
paux au debut de 1993. 

Sommaire des donnees financieres 

Exercice 1993 



Demande 



Autorise 



Assiette des tarifs 

Recettes de la compagnie 

Insuffisance de recettes brutes/(surplus) 



en million de dollars 
1 661,7 1 661,4 

195,7 197,1 

(8,9) (11,4) 



Taux de rendement indique 

Taux de rendement necessaire 

Ratio d'endettement 

Taux de rendement des actions 

ordinaires 



en pourcentage 

11,78 11,86 

11,48 11,48 

29,00 29,00 



13,50 



13,50 



25 



Du gaz naturel est injecte 

dans les reservoirs de Union Gas Limited 

au moyen de compresseurs portatifs. 




EXAMEN DE LA DEMANDE DONTARIO HYDRO 

Proposition relative aux tarifs de vente d'electricite en gros - 
exercice 1992 HR 20 

Le 2 avril 1991, la ministre de l'Energie a saisi la Commission de la demande 
presentee par Ontario Hydro de relever de 8,9 pour 100 ses tarifs de vente 
d'electricite en gros a compter du l er Janvier 1992. Cela represente une 
augmentation des besoins en revenus de 845 millions de dollars (pour un 
total de 8,024 milliards de dollars). D'apres les previsions, une somme de 
189 millions de dollars devait provenir d'une augmentation des ventes 
primaires et le solde de 656 millions de dollars de la hausse des tarifs. 
L'augmentation des tarifs de 8,9 pour 100 devait produire un revenu net de 
324 millions de dollars, soit 170 millions de dollars de moins que le niveau 
d'amortissement de la dette prevu par la loi, qui est de 494 millions de 
dollars. 

Les changements de tarifs proposes devant s'appliquer aux entreprises 
municipales de services publics representaient une augmentation moyenne 
de 8,9 pour 100, tandis que l'augmentation moyenne des tarifs s'appliquant 
aux clients industriels directs etait estimee a 8,8 pour 100. 

Le 5 juillet 1991, Ontario Hydro a presente un dossier final mis a jour, 
mettant en evidence des besoins en revenus de 7 998 millions de dollars et 
une baisse du revenu net estimatif, qui passe de 324 millions de dollars a 
210 millions pour l'exercice 1992. Avec la majoration tarifaire de 8,9 pour 
100 demandee par Ontario Hydro, il faudrait retirer 289 millions de dollars 
du fonds de stabilisation des tarifs pour atteindre le nouveau niveau 
d'amortissement de la dette de 499 millions de dollars. 

Le rapport de la Commission, publie le 26 aout 1991, comportait vingt- 
six recommandations, au nombre desquelles une hausse de tarifs recom- 
mandee de 10,5 pour 100 calculee en fonction de besoins en revenus de 8 
117 millions de dollars et d'un revenu net de 324 millions de dollars. La 
Commission a recommande au ministre de l'Energie de modifier l'article 20 
de la Loi sur la Societe de I'electricite pour que les conditions appliquees aux 
regimes de retraite soient conformes a la Loi sur les regimes de retraite, surtout 



26 



en ce qui concerne les restrictions s'appliquant a l'usage fait par Ontario 
Hydro de tout surplus de ses fonds de retraite. 

Entre autres recommandations, on a suggere a Ontario Hydro d'integrer 
des mesures de controle des couts aux programmes de productivity ainsi 
qu'aux programmes d'incitation financiere axes sur le rendement des cadres, 
d'instaurer toutes les mesures possibles de reduction des couts pour compen- 
ser les consequences du niveau de revenu net recommande par la Commis- 
sion et de serieusement envisager une verification de la gestion. La Commis- 
sion a egalement recommande a Ontario Hydro d'augmenter son revenu net 
afin d'atteindre les niveaux vises pour l'annee tarifaire 1994, comme elle 
s'etait engagee a le faire. Pour ce qui est des autres recommandations, on 
conseille a Ontario Hydro de mettre au point un procede permettant de 
mesurer l'efficacite du programme d'aide financiere au secteur prive pour la 
production d'electricite et de s'atteler sans delai a la mise au point de 
programmes favorisant la substitution d'energie afin d'en permettre la mise 
en oeuvre rapide des que les lois a cet effet auront ete adoptees. La Commis- 
sion a egalement conseille a Ontario Hydro d'examiner le fonctionnement 
de revaluation des couts factures aux consommateurs dans le cadre des 
programmes de gestion de l'energie et d'envisager d'accorder plus 
d'importance aux gains d'economie de charge. 



AUDIENCE GENERALE 



Planification integree des ressources en gaz EBO 169 

Dans sa decision du 9 avril 1990 (EBRO 462, projet pilote de Union Gas 
Limited 1991), la Commission de l'energie de l'Ontario decidait de tenir une 
audience generale sur la planification de moindre cout des compagnies de 
gaz. La Commission indiquait qu'elle s'interessait a la gestion de la demande 
dans le contexte d'une expansion des entreprises de services publics en 
Ontario. La Commission etait egalement d'avis que la planification de 
moindre cout devrait prendre en compte les aspects environnementaux, de 
meme que le programme de vehicules au gaz naturel et les efforts de limita- 
tion des fuites de gaz. Dans cette meme decision, la Commission faisait etat 
de son intention de consulter les compagnies de gaz de l'Ontario ainsi que 
les autres parties interessees au sujet des modalites de l'audience generale. 

Suite a cette decision, une version provisoire de la liste des problemes a 
traiter a ete dressee en consultation avec les trois grandes compagnies de gaz 
de l'Ontario. II a ete decide, dans le cadre de cette consultation, que l'objet 
de l'audience devrait etre redefini et renomme planification integree des 
ressources (PIR). II s'agit en fait d'une methode de planification visant a 
satisfaire a la demande estimative de gaz en combinant, au moindre cout, 
les facteurs suivants : stocks additionnels, economies d'energie, amelioration 
de l'efficacite energetique et techniques de gestion de la charge (integration 
des ressources des cotes offre et demande). Ce processus de planification vise 
notamment a continuer de fournir un service fiable, a promouvoir l'egalite 
entre abonnes et a assurer un bon rendement du capital a la compagnie tout 
en tenant compte des problemes environnementaux et en maintenant les 
couts les plus bas, tant pour la compagnie que pour le consommateur. 

La Commission a egalement fait savoir que l'enquete sur la planification 
integree des ressources debuterait par la publication d'un document de 
travail reprenant la liste des problemes a traiter. Elle en a publie une ebau- 
che le 18 juin 1991, invitant les interesses a lui soumettre brievement leurs 
observations. Elle a presente le document definitif le 13 septembre 1991, 
sous le titre : « Report on Gas Integrated Resource Planning ». Ce rapport visait 
deux objectifs : 



27 



• determination et discussion des principaux problemes que souleve la mise 
en oeuvre possible de la planification integree des ressources; 

• determination et discussion des principaux problemes relies a la mise en 
oeuvre et a la portee de la planification integree des ressources. 

La Commission a invite les parties interessees a repondre par ecrit au 
document de travail. Plusieurs intervenants, y compris les trois compagnies 
de gaz et differents groupes environnementaux et autochtones, ont fait 
parvenir leurs commentaires ecrits avant le 28 fevrier 1992. 

La Commission tiendra, au cours de l'ete 1992, des conferences de nature 
technique sur les problemes de demande afin de preciser la position des 
parties et, si possible, realiser un consensus entre les parties en presence. Les 
resultats de ces conferences seront exposes prealablement a la plaidoirie 
verbale, qui devrait se tenir a l'automne 1992. 



Les ouvriers de la centrale nucleaire 

n° 4 d'Ontario Hydro a Pickering 

portent des combinaisons 

anti-radiation. 




DEMANDES RELATIVES A DES INSTALLATIONS 

Consumers Gas 

Ville de Deep River EBLO 231, EBA 592 / EBC 194 

Canton de Rolph, Buchanan, Wylie et McKay EBA 591 / EBC 193 

En 1989, Consumers Gas a depose aupres de la Commission une demande 
d'autorisation de construction d'un pipeline et d'installations connexes 
pour alimenter en gaz la ville de Deep River et le canton de Rolph, 
Buchanan, Wylie et McKay. Cette compagnie a egalement demande des 
certificats d'interet public et de necessite et l'approbation des conditions des 
nouveaux accords de concession, dans le but de desservir les residents des 
deux municipalites. 



28 



La Commission a tenu une audience publique sur ces demandes, qui a 
debute le 26 avril 1990. Elle a fait connaitre sa decision motivee provisoire le 
18 juin 1990. Elle n'a pas, a cette date, rendu de decision finale en raison des 
reserves exprimees quant a la viabilite economique du projet, mais elle a 
offert a Consumers Gas de reprendre l'audience sur les demandes lorsque la 
compagnie pourrait presenter de nouvelles preuves a l'appui du 
financement de ce projet. Le cout des installations etant de 1,1 million de 
dollars, la Commission a estime qu'une somme de 400 000 dollars devait 
encore etre reunie avant que le projet puisse demarrer. Le delai accorde par 
la Commission prealablement a la reprise de l'audience et a la decision 
finale sur les demandes arrivait a son terme le 31 decembre 1990. Au mois 
de decembre 1990, Consumers Gas a sollicite une prolongation de ce delai du 
31 decembre 1990 au 30 juin 1991. La Commission a repris l'audience le 17 
Janvier 1991 pour entendre les depositions a l'appui de la demande de la 
compagnie. Dans sa decision motivee du 23 Janvier 1991, la Commission a 
accorde la prolongation demandee. 

Le 6 mai 1991, Consumers Gas a soumis un plan de financement qui 
prevoyait que la compagnie preterait aux nouveaux clients le montant 
voulu pour permettre la construction. Le pret devait etre rembourse grace a 
un versement mensuel fixe preleve lors du raccordement des clients au 
reseau. La compagnie prevoyait que, grace au nombre de clients susceptibles 
de se raccorder au reseau, le pret pourrait etre rembourse en dix ans. 

Dans sa decision du 28 juin 1991, la Commission a approuve les disposi- 
tions proposees par la compagnie et a estime que le projet etait 
economiquement viable. En outre, la Commission a approuve les conditions 
specifiees dans les demandes de certificats d'interet public et de necessite. 
Elle a par ailleurs approuve les demandes d'ordonnances approuvant les 
conditions des accords de concession pour Sexploitation du gaz tels que 
definies dans les reglements adoptes par les conseils municipaux de Deep 
River et du canton concerne. La Commission a toutefois reporte la question 
des taux applicables au pret a la prochaine demande de Consumers Gas 
relative aux tarifs. 

Consumers Gas 

Raccord sud - Mississauga EBLO 238 

Le 30 novembre 1990, Consumers Gas a depose aupres de la Commission 
une demande d'autorisation de construire 23 kilometres de gazoduc NPS 36 
et 1 1 kilometres de gazoduc NPS 24 passant par Milton, Mississauga et 
Etobicoke. Les problemes de securite d'approvisionnement et de securite 
d'exploitation ont ete au centre des debats. Dans sa decision du 4 juin 1991, 
la Commission a rejete cette demande parce que Consumers Gas n'avait pu 
prouver que la construction de ces pipelines repondait a un besoin urgent. 
De nouvelles pieces ont ete versees au dossier et la compagnie a soumis une 
nouvelle demande. La Commission a reouvert le dossier et approuve la 
construction des gazoducs le 2 juillet 1991. 



29 



DEMANDES DE PERM1S DE STOCKAGE DE GAZ ET DE FORAGE 

Union 

Reservoir bloc « A » de Dow-Sarnia EBLO 239, EBO 172, EBRM 101 
Le 14 mai 1991, Union a depose une serie de demandes d'obtention de 
diverses autorisations pour l'amenagement et l'exploitation d'un secteur de 
stockage de gaz naturel connu sous le nom de reservoir bloc « A » de Dow- 
Sarnia. Union a egalement demande l'autorisation a la Commission de 
construire des pipelines de collecte pour le stockage de gaz, ainsi qu'un 
pipeline de transport et des installations de compression et de mesure pour 
l'exploitation du reservoir de stockage. Le 4 juin 1991, la Commission a recu 
un renvoi du ministre des Richesses naturelles demandant a la Commission 
d'examiner une demande simultanee 6! Union, datee du 20 mars 1991, pour 
l'obtention d'un permis de forage dans le reservoir « A » de Dow. 

La Commission a tenu une audience les 4, 5 et 6 septembre 1991 a Sarnia 
(Ontario). La compagnie a fait valoir la necessite d'ouvrir d'autres puits afin 
de pouvoir exploiter efficacement le reservoir de gaz naturel « A » de Dow. 
La Commission a recommande au ministre des Richesses naturelles 
d'accorder a Union les permis de forage de puits dans le reservoir « A » de 
Dow, sous reserve que la compagnie respecte les conditions d'approbation 
et, notamment, reduise les effets nefastes du forage et de la construction des 
puits sur l'environnement. La Commission a en outre accorde l'autorisation 
a la compagnie de construire les installations necessaires a l'exploitation 
efficace du reservoir de stockage de gaz. 



Environ 60 kilometres de pipeline 

de 48 pouces de diametre ont ete 

installes durant I'ete 1991 par 

Union Gas pour prolonger son pipeline 

de Milton au Canton de Dawn. 




30 



NOUVEAUX ACCORDS DE CONCESSION ET CERTIFICATE 

Consumers Gas 

Village de Lakefield EBA 595 / EBC 195 

Dans sa decision du 7 octobre 1991, la Commission a approuve les condi- 
tions d'un accord de concession entre Consumers Gas et le village de 
Lakefield. En accordant ce certificat, la Commission a toutefois attire 
l'attention sur le fait que la decision d'etendre le service a Lakefield depen- 
drait de l'exactitude des previsions de clientele au cours des premieres 
annees du projet. Elle a enjoint a Consumers Gas d'inclure dans son rapport 
sur les tarifs les previsions et le compte des depenses et des revenus reels 
apres un an d'exploitation. La Commission a en outre limite la duree de 
validite du certificat a vingt-quatre mois dans le cas ou la compagnie ne 
construirait pas les installations destinees a desservir la communaute. 



Une conduite est placee dans la 

tranchee du trongon sud du pipeline de 

Consumers Gas a Mississauga. 




IWt 




*Aj 



AUTRES RAPPORTS 

Consumers Gas 

Acquisition des actions de Tecumseh et d'autres actifs connexes 
detenus par Imperial Oil EBO 171, EBRLG 35-05 
Le 28 decembre 1990, Consumers Gas s'est engage a racheter &' Imperial Oil 
ses actions de Tecumseh ainsi que certains actifs connexes (concessions de 
ressources en gaz naturel et en petrole et concessions de stockage) qui ne 
tombent pas sous la competence de la Commission. Le 7 fevrier 1991, 
Consumers Gas a depose aupres de la Commission une demande 
d'autorisation du lieutenant-gouverneur en conseil d'acheter les actions et 
une demande d'autorisation de la Commission d'acquerir les actifs non 
relies aux activites d'entreprises de services publics. La Commission a 
entendu la demande les 17 et 19 septembre 1991. 

Dans son rapport du 10 decembre 1991, la Commission a recommande 
au lieutenant-gouverneur en conseil d'approuver l'achat des actions, etant 
donne que cette transaction ne nuirait pas a l'interet public. La Commission 
a egalement fait savoir que Consumers Gas serait autorise a acquerir les actifs 



31 



d'Imperial Oil non relies aux activites d'entreprises de services publics, sous 
reserve de l'approbation de l'achat des actions par le lieutenant-gouverneur 
en conseil. La Commission a estime que l'amenagement d'autres lieux de 
stockage dans le Sud-Ouest de l'Ontario servirait l'interet public et que 
l'achat ne compromettrait pas la position financiere de Consumers Gas. 



INDEMNITES 



En vertu de la Loi sur le projet d'aide financiere aux intervenants, la Commis- 
sion est habilitee a fournir une aide financiere aux intervenants avant la 
tenue des audiences. Cette loi permet a certaines parties, pourvu qu'elles 
remplissent certaines conditions, de participer a une audience meme si elles 
ne disposent pas des moyens financiers necessaires. Avant la promulgation 
de cette loi, la Commission ne pouvait rembourser les depenses qu'a la 
conclusion de l'audience. 

Les personnes qui, en reponse aux avis de la Commission, indiquent 
qu'elles ont besoin de l'aide financiere consentie aux intervenants, recoivent 
une trousse d'information contenant une demande formelle d'aide finan- 
ciere. Une fois que les demandes dument remplies ont ete renvoyees a la 
Commission, cette derniere annonce une audience d'aide financiere. Celle- 
ci est menee par un seul membre de la Commission choisi parmi les mem- 
bres qui ne participeront pas a l'audience de la demande. 



Aide financiere accordee aux intervenants du 1 er avril 1991 au 31 mars 1992 



Type de 
cas 



N°de 
dossier 



Candidat 
requerant 



Nombre de 
demandes 



Montants 
demandes 



Montants 
accordes 



Demandes relatives aux tarifs de gaz 

EBRO 473 Consumers Gas 

EBRO 474 Centra 



172517$ 
263 241 $ 



101 220$ 
1 1 7 590 $ 



Renvoi du ministre de I'Energie relativement aux tarifs 

HR 20 Ontario Hydro 



1 49 1 94 $ 



64 838 $ 



Audience generale sur la planification integree des ressources de gaz 

EBO 169 Consumers Gas } 

Union } 10 

Centra } 



575 875 $ 



308 768 $ 



Construction de pipelines et expropriations 

EBLO 239 Union 

EBLO 241 Consumers Gas 



9 100$ 
73 867 $ 



0$ 
37 215$ 



TOTAL 



20 



1 243 794 $ 



629 631 $ 



32 



Au cours de l'exercice 1992, vingt demandes d'aide financiere aux 
intervenants ont ete presentees relativement a six audiences. La Commis- 
sion n'a eu a traiter aucune demande d'aide financiere supplemental du 
l er avril 1991 au 31 mars 1992. Parmi ces vingt demandes d'aide financiere, 
treize, soit 65 pour 100, ont ete acceptees. Le total des sommes versees aux 
treize intervenants en question a atteint pres de 629 600 $, alors que les 
demandes atteignaient un total de 1 243 800 $. 

Le montant de ces demandes, qu'elles aient ete ou non acceptees, se 
situait dans une fourchette de 3 000 $ a 155 500 $, la moyenne etant de 
62 200 $. Les montants effectivement accordes sont nettement en-deca de 
ces chiffres, puisqu'ils se situaient dans une fourchette de 15 600 $ a 
83 200 $. En moyenne, ils ont ete de 43 400 $ par demande acceptee. 

L'article 28 de la Loi sur la Commission de I'energie de I'Ontario autorise la 
Commission a fixer et a reclamer, a son gre, les frais d'audience et les frais 
connexes engages pour toute audience tenue par celle-ci. En juin 1985 (EBO 
116), la Commission a defini les conditions a remplir pour avoir droit a une 
indemnisation. Les indemnites versees correspondent au remboursement 
des frais engages dans des limites raisonnables par les intervenants pour 
participer aux audiences. Elles sont sujettes a l'examen d'un evaluateur de la 
Commission et tiennent compte de toute aide financiere accordee, le cas 
echeant, avant la tenue de l'audience. 

Au cours de l'exercice 1992, la Commission a emis dix-sept ordonnances 
d'indemnisation des intervenants pour neuf affaires differentes en vertu de 
ses prerogatives d'indemnisation des intervenants a la conclusion des 
audiences. Le montant total des indemnites versees pendant l'exercice 1992 
se chiffrait a 202 970 $. A l'issue de l'exercice 1992, plusieurs demandes 
d'indemnisation etaient en suspens, a des stades de traitement plus ou 
moins avances. 



33 



LEXIQUE DE TERMES ET 



Assiette des tarifv : Montant investi par une entreprise de services publics 
dans les biens utilises pour fournir les services, moins l'amortissement 
cumule, plus le montant consacre au fonds de roulement et tout autre poste 
retenu par la Commission. L'assiette des tarifs peut egalement etre nette 
d'impots sur le revenu reportes et cumules. 

Besoins en revenus : Revenus que l'entreprise de services publics doit 
realiser par l'entremise des tarifs pour amortir les couts de service. Ces 
revenus sont calcules en tenant compte des depenses permises de 
l'entreprise et du rendement permis sur l'assiette des tarifs. 

Bp3 : Abreviation designant un milliard de pieds cubes de gaz, soit 
l'equivalent de 28,328 millions de metres cubes. 

Comite ontarien de coordination des pipelines (COCP) : Comite 
interministeriel preside par un membre du personnel de la Commission de 
l'energie de l'Ontario et forme de representants des ministeres du gouverne- 
ment de l'Ontario qui se sont collectivement engages a reduire a un mini- 
mum les repercussions environnementales de la construction et de 
1 'exploitation de pipelines. Le concept d'environnement, interprete au sens 
large, englobe l'agriculture, les pares, les forets, la faune, les ressources en 
eau, les ressources sociales et culturelles, la securite du public et les droits des 
proprietaries terriens. 

Evitement : Non-utilisation du reseau de la compagnie locale de distribu- 
tion pour le transport du gaz. 

Exercice de reference : Periode de douze mois consecutifs (en general, le 
prochain exercice financier complet de l'entreprise) pour laquelle des 
previsions des revenus, des couts, des depenses et de l'assiette des tarifs sont 
examinees par la Commission afin d'etablir les tarifs qui permettront a 
l'entreprise de services publics d'obtenir un taux de rendement raisonnable. 

Gigajoule (GJ) : Unite de mesure du contenu energetique des combusti- 
bles et carburants. Un abonne residentiel typique utilise environ 130 
gigajoules (GJ) par an pour chauffer sa residence (un GJ d'energie thermique 
represents environ 0,95 million de pieds cubes de gaz naturel). 

GWn : Gigawatt-heure. 

Interrogatoires par ecrit : Demandes par ecrit de renseignements 
complementaires ou de clarification de renseignements deja recus. 

Intervention : Avis d'intention de participer a une audience, dans lequel 
on indique les raisons pour lesquelles on s'interesse aux deliberations. La 
personne ou le groupe qui en est l'auteur porte le nom d'intervenant. 

NPS : Taille nominale de la conduite (nominal pipe size en anglais). Par 
exemple, NPS 24 designe une conduite dont le diametre exterieur est 
d'environ 610 mm, ou 24 pouces. 

Ordonnance de la Commission : Document juridique regissant la mise a 
execution d'une decision de la Commission. Les parties concernees doivent 
se conformer aux dispositions qu'il contient. 

Plaidoirie : Etape finale de l'audience au cours de laquelle les participants 
resument leur position face aux diverses questions soulevees compte tenu 
des preuves presentees. 



34 



Production privee d'electricite : Production d'electricite par une 
entreprise appartenant a des interets prives. 

Recommandation de la Commission : Recommandation faisant 
generalement partie d'un rapport de la Commission presente a un ministre 
ou au lieutenant-gouverneur en conseil et portant sur Ontario Hydro ou une 
autre question liee au domaine energetique. Les parties concernees ne sont 
pas obligees de se conformer a ces recommandations, sauf dans les circons- 
tances enoncees a l'article 23 de la Loi sur la Commission de I'energie de 
I'Ontario. 

Reglement negocie des conflits : Negotiation de solutions proposees 
pour la resolution de problemes. 

Secteur designe de stockage de gaz : Territoire comportant des forma- 
tions geologiques dans lesquelles une personne peut, sous reserve de 
l'autorisation de la Commission, injecter et stocker du gaz, pour pouvoir 
ensuite Ten retirer. En vertu de l'article 20 de la Loi sur la Commission de 
I'energie de I'Ontario, il est interdit d'injecter du gaz dans une formation 
geologique ne faisant pas partie d'un secteur de stockage designe. 

Taux de rendement des actions ordinaires : Revenu apres impot de 
l'entreprise de services publics, exprime en pourcentage du montant des 
actions ordinaires, qu'elle est autorisee a inclure dans la structure de son 
capital. 

Taux de rendement sur l'assiette des tarifs : Revenu apres impot de 
l'entreprise de services publics, exprime en pourcentage de l'assiette des 
tarifs, qu'elle est autorisee a gagner. Ce rendement n'est pas garanti mais 
correspond au rendement auquel l'entreprise peut raisonnablement 
s'attendre compte tenu des conditions prevues. 

Tarifs de vente d'electricite en gros : Tarifs de vente d'electricite en 
gros imposes par Ontario Hydro aux municipalites et a certains clients 
industriels qui consomment en moyenne 5 000 kilowatts et plus par annee. 

TCPL : TransCanada Pipelines Limited. 

Unite d'espacement : Superficie prescrite (en general 50 acres) etablie par 
voie de reglement et dans les limites de laquelle le forage d'un puits est 
autorise en vue de la production de petrole et de gaz. 

Ventes directes : Ventes de gaz naturel negociees entre le producteur et 
l'utilisateur final, directement ou par l'intermediaire d'un agent, a des prix 
ne comprenant pas le transport. Le transport par gazoduc doit faire l'objet 
d'ententes distinctes avec TCPL et l'entreprise locale de distribution. 

VGN : Vehicules alimentes au gaz naturel. 

Volume debit e : Volumes de gaz vendus, achetes directement et transpor- 
tes, auxquels s'ajoutent, s'il y a lieu, les volumes stockes. 



35